Windkraftanlage
Windkraftanlage aus der Vogelperspektive
Zur Inspektion abmontierte Rotorblätter; man beachte zum Größenvergleich den PKW unten links, Schleswig-Holstein

Eine Windkraftanlage (WKA) erntet mit ihrem Rotor die Energie des Windes, wandelt sie in elektrische Energie um und speist sie in das Stromnetz ein.

In der Fachliteratur hat sich auch die Bezeichnung Windenergieanlage (WEA) etabliert. Ferner wird Windkraftwerk als Synonym verwendet, manchmal auch Windkraftkonverter (WKK). In der Umgangssprache finden sich das Windrad oder die Windmühle.

Dieser Artikel befasst sich mit leistungsstarken Anlagen, die typischerweise mit Netzanschluss betrieben werden. Kleinanlagen, die im Inselbetrieb wirtschaftlich sein können, werden unter Windgenerator behandelt. Die Betrachtung mehrerer Windkraftanlagen findet sich im Artikel Windpark, weitere Anwendungen sowie energiepolitische Aspekte im Artikel Windenergie.

Inhaltsverzeichnis

Geschichte der Windkraftanlagen

Anlage von Charles F. Brush von 1888

Die erste belegte Anlage zur Stromerzeugung errichtete 1887 der Schotte James Blyth, um Akkumulatoren für die Beleuchtung seines Ferienhäuschens aufzuladen.[1] Seine einfache, robuste Konstruktion mit einer vertikalen Achse von zehn Metern Höhe und vier auf einem Kreis von acht Metern Durchmesser angeordneten Segeln hatte eine bescheidene Effizienz. Nahezu zeitgleich orientierte sich Charles F. Brush in Cleveland, Ohio mit einer 20 Meter hohen Anlage an der damals bereits fortgeschrittenen Windmühlentechnik. Während es aber bei Mühlen eher auf das Drehmoment als auf die Drehzahl ankommt, brauchte er eine zweistufige Übersetzung mit Riementrieben, um einen 12-kW-Generator anzutreiben.

Der Däne Poul La Cour kam um die Jahrhundertwende durch systematische Versuche – unter anderem an aerodynamisch geformten Flügelprofilen in Windkanälen – zum Konzept des Schnellläufers, bei dem nur wenige Rotorblätter ausreichen, die Windenergie über die ganze Rotorfläche auszunutzen.

1920 zeigte Albert Betz physikalische Prinzipien auf, die heute noch angewandt werden, um die Energie des Windes optimal zu nutzen: Abbremsung der Strömungsgeschwindigkeit gerade auf ein Drittel der Windgeschwindigkeit, gleichmäßig über die Rotorfläche, realisierbar durch nach außen abnehmende Profiltiefe der Rotorblätter.

Die durch die Luftfahrt vorangetriebene Verbesserung der Profilgeometrien in den 50er und 60er Jahren auf Gleitzahlen weit über 50 erlaubte extreme Schnellläufer mit nur noch einem einzigen Rotorblatt. Rotoren mit mehr als zwei Blättern galten als rückständig.

Während in Deutschland mit dem zweiflügeligen GROWIAN ein Großprojekt geplant, auf- und wieder abgebaut wurde, setzte sich das Dänische Konzept zahlreicher robuster Anlagen mittlerer Leistung durch. Die auch in großen Stückzahlen in die USA exportierten Anlagen hatten eine Asynchronmaschine, ein oder zwei feste Drehzahlen und drei starre Rotorblätter (Stall-Regelung). Seither ist Dänemark das Land mit dem größten Windkraftanteil der Stromerzeugung.

Mit dem Stromeinspeisungsgesetz von 1991 begann der Aufschwung der Windenergie auch in Deutschland und setzte sich mit dem Erneuerbare-Energien-Gesetz fort. Diese politischen Rahmenbedingungen brachten deutschen Windkraftanlagenherstellern die Technologie- und Weltmarktführerschaft. Die Entwicklung führte zu immer größeren Anlagen mit drei verstellbaren Rotorblättern, variabler Drehzahl und bei wenigen Herstellern zum dort favorisierten getriebelosen Antriebsstrang, aber auch zu politischen Auseinandersetzungen zwischen Investoren, Gegnern und Befürwortern der Windenergienutzung.

2004 verdrängte Spanien Deutschland vom ersten Platz nach neu installierter Nennleistung. Im Bestand war Deutschland noch führend, bis es 2009 von China und den USA überholt wurde.

Energieangebot und -ertrag

Leistungsdichte des Windes

Hauptartikel: Windenergie

Die Dichte der kinetischen Energie der Strömung steigt quadratisch mit der Windgeschwindigkeit v und hängt zudem von der Luftdichte ρ ab:

w = \frac{\rho}{2} v^2.

Bei einer Windgeschwindigkeit von 8 m/s (≈ Windstärke 4 Bft) beträgt sie knapp 40 J/m³.

Diese Energie wird mit dem Wind herantransportiert. In der freien Strömung weit vor dem Rotor der Windkraftanlage beträgt die Leistungsdichte dieses Transports

wv = \frac{\rho}{2} v^3,

im Beispiel also 320 W/m². Aufgrund dieses starken Anstiegs der Leistungsdichte mit der Windgeschwindigkeit sind windreiche Standorte besonders interessant.

Verlustloser Leistungsbeiwert

Durch das Abbremsen des Windes weicht ein Teil der Strömung der Rotorfläche aus.
Hauptartikel: Betzsches Gesetz

Die Leistungsfähigkeit eines Windrotors wird üblicherweise ausgedrückt, indem seine an die Welle abgegebene Leistung auf die Rotorfläche und auf die Leistungsdichte des Windes bezogen wird. Dieser Bruchteil wird nach Albert Betz als Leistungsbeiwert cP bezeichnet. Er leitete aus grundlegenden physikalischen Prinzipien einen maximal erreichbaren Leistungsbeiwert ab. Der Grund ist, dass durch die Leistungsentnahme die Strömungsgeschwindigkeit sinkt, die Luftpakete in Strömungsrichtung kürzer werden und die Stromlinien ihre Abstände zueinander vergrößern, siehe Abbildung. Je stärker der Wind abgebremst wird, desto mehr strömt ungenutzt am Rotor vorbei. Das Optimum von 16/27 = 59,3 % würde erreicht durch einen verlustlosen Rotor, der durch einen Staudruck von 8/9 der Energiedichte des Windes die Strömung auf 1/3 der Windgeschwindigkeit abbremst. Dieser maximale Leistungsbeiwert stellt keinen Wirkungsgrad dar, denn der Rest der bilanzierten Leistung geht nicht als Abwärme verloren, sondern befindet sich noch in der Strömung: 1/3 = 9/27 in den Stromfäden, die dem Rotor ausgewichen sind, 1/9 von 2/3 = 2/27 in der abgebremsten Luftmasse.

Verluste

Wie alle Maschinen erreichen auch reale Windkraftanlagen das theoretische Maximum nicht. Aerodynamische Verluste ergeben sich durch Luftreibung an den Blättern, durch Wirbelschleppen an den Blattspitzen und durch Drall im Nachlauf des Rotors. Bei modernen Anlagen reduzieren diese Verluste den Leistungsbeiwert auf 0,4 bis 0,5. Von den genannten 320 W/m² sind also bis zu 160 W/m² zu erwarten. Ein Rotor mit 113 m Durchmesser (10.000 m² Fläche) gibt dann 1,6 Megawatt an die Welle ab. Zur Berechnung der Leistung am Netzanschluss müssen zusätzlich noch die Wirkungsgrade aller mechanischen und elektrischen Maschinenteile berücksichtigt werden.

Der Leistungsbeiwert des Rotors wird beim Vergleich verschiedener Bauarten oft überbewertet. Ein um zehn Prozent niedrigerer Leistungsbeiwert kann durch eine fünfprozentige Erhöhung des Rotordurchmessers ausgeglichen werden. Für den wirtschaftlichen Erfolg ist es von höherer Bedeutung, mit gegebenem Materialeinsatz eine möglichst große Rotorfläche abzudecken. In dieser Hinsicht ist die heute übliche Bauform – propellerartige Rotoren mit horizontaler Drehachse und wenigen Blättern – anderen Bauformen überlegen.[2]

Ertrag

Zur Abschätzung des Jahresertrages wird für den Standort der Windkraftanlage die sogenannte 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 5–6 m/s. Dabei sind jedoch noch weitere Faktoren zu berücksichtigen. Siehe auch: Statistik

Da das Leistungsangebot mit der dritten Potenz der Windgeschwindigkeit steigt, ist es sinnvoll, die Anlage für eine deutlich höhere als die mittlere Windgeschwindigkeit auszulegen. Ihre Nennleistung, manchmal auch als installierte Leistung bezeichnet, erreicht eine Windkraftanlage bei der Nennwindgeschwindigkeit. Darüber wird die Leistung der Anlage konstant gehalten, um Überlastungen zu vermeiden. Bei sehr großen Windgeschwindigkeiten (Sturm) wird die Anlage ganz abgeschaltet (Details siehe unten im Abschnitt: Regelung und Betriebsführung).

Bei gegebenen Investitionskosten kann die Nennleistung auf Kosten der Rotorfläche erhöht werden oder umgekehrt. Eine Anlage mit höherer Nennleistung nutzt einen größeren Teil des Energieangebotes aus, eine Anlage mit größerem Rotor speist unterhalb der Nennwindgeschwindigkeit mehr Leistung in das Stromnetz ein. Ein Windgutachten auf Basis der Häufigkeitsverteilung der Windgeschwindigkeit für einen Standort dient der optimalen Wahl der Nennwindgeschwindigkeit (meist das 1,4- bis 2-fache der mittleren Windgeschwindigkeit) bzw. bei gegebenen Anlagendaten der Abschätzung der pro Jahr erzeugten Energie, branchenüblich als Volllaststunden angegeben (Quotient der voraussichtlichen oder tatsächlich erreichten Jahresstrommenge zur installierten Leistung). Bei Anlagen im Binnenland werden 2000 Volllaststunden als realistisch angesehen, bei Anlagen in Küstennähe rund 2500 Stunden, und für zukünftige Offshore-Anlagen werden 3800[3] Volllaststunden angegeben.

Auslegung des Rotors: Schnelllaufzahl und Rotorblatt-Anzahl

Prinzip einer Windturbine: Kräfte am Blattquerschnitt. Vereinfacht: Das Blatt wird dem Wind entgegen gestemmt und weicht zur Seite aus.

Optimiert wird ein Rotor für den Bereich unterhalb der Nennleistung des Generators. Bei höherer Windgeschwindigkeit steht eher zu viel Leistung zur Verfügung. Eine für die Auslegung jeglicher Strömungsmaschine wichtige Kennzahl ist die Schnelllaufzahl λ (lambda). Sie gibt das Verhältnis der Umfangsgeschwindigkeit des Rotors zur (hier) Windgeschwindigkeit an. Bei gleicher Schnelllaufzahl scheinen sich große Rotoren im Vergleich zu kleineren gemächlich zu drehen, kleinste drohen gar zu zerreißen. Moderne Dreiblattrotoren haben Schnelllaufzahlen von 6 bis 8. Das bedeutet, dass sich die Blattspitzen bei 40 km/h Windgeschwindigkeit mit 240–300 km/h quer zum Wind bewegen. Nebenstehende Abbildung zeigt die Geschwindigkeits-, Kraft- und Winkelverhältnisse für solch eine Schnelllaufzahl an einem Blattquerschnitt bei etwa 2/3 des Radius.

Niedrige Schnelllaufzahlen haben den Nachteil, dass das Drehmoment zunimmt (\propto 1/\lambda), was einen größeren Generator oder ein kräftigeres Getriebe mit höherer Übersetzung nötig macht und den Wirkungsgrad senkt, weil der den Rotor durchsetzende Luftstrom in Rotation versetzt wird. Mit steigender Schnelllaufzahl sind weniger Blätter (\propto 1/\lambda) und weniger gesamte Blattfläche (\propto 1/\lambda^2) notwendig, um die gesamte Rotorfläche gleichmäßig abzuernten. Letzteres gilt wegen der Proportionalität des Auftriebs zur Blattfläche und zum Quadrat der Strömungsgeschwindigkeit – eine größere Blattfläche als nötig, bei geringerem Auftriebsbeiwert, wird vermieden, weil das zu erhöhtem Luftwiderstand führen würde. Zudem senkt eine kleinere Windangriffsfläche der im Sturm stillgelegten Anlage die mechanische Belastung der gesamten Struktur, vom Rotor über den Turm bis zum Fundament.

Sehr hohe Schnelllaufzahlen mit zwei oder gar nur einem Blatt sind aber nicht nur ungünstig, weil mit entsprechend flacherem Anströmwinkel ein immer kleinerer Anteil des aerodynamischen Auftriebs als Vortrieb wirksam wird, während der Strömungswiderstand etwa gleich bleibt, sondern auch weil die Blatttiefe und -dicke und damit die mechanische Stabilität abnimmt. Zudem verursacht die höhere Blattgeschwindigkeit überproportional mehr Lärm. Dreiblatt-Rotoren sind schwingungstechnisch einfacher beherrschbar als Zwei- oder Vierblatt-Rotoren: Selbst wenn, wie heute üblich, die Blätter vor dem Turm laufen, sinkt doch durch den Luftstau vor dem Turm jeweils kurzzeitig der Anströmwinkel und damit der Auftrieb. Ein gegenüberliegendes Blatt würde aber gerade zu diesem Zeitpunkt maximal belastet, weil oben mehr Wind ist, so dass insgesamt ein stark wechselndes Kippmoment entstünde. Damit dieses nicht das Lager belastet oder den Turm in Schwingung versetzt, wurden bei großen Ein- und Zweiblatt-Rotoren die Blätter einzeln oder die ganze Nabe pendelnd gelagert.

Bauformen

Windgenerator auf einem Dach
H-Darrieus in der Antarktis

Während bei sogenannten Widerstandsläufern, wie der persischen Windmühle, der Luftwiderstand genutzt wurde, der Wind also eine große Fläche langsam vor sich her trieb, bewegen sich die schmaleren, profilierten Rotorblätter der modernen Auftriebsläufer viel schneller und quer zum Wind, gegen den sie den notwendigen Staudruck durch dynamischen Auftrieb aufbauen. So lässt sich mit geringerem Materialaufwand eine große Fläche abernten. Besonders bei kleineren Windgeneratoren ist dieses Prinzip durch verschiedene Bauformen verwirklicht worden, darunter auch einfache Versionen der im folgenden Kapitel ausführlich besprochenen eigentlichen Windkraftanlagen, also Bauformen mit einem sternförmigen Rotor mit wenigen, meist drei, Blättern, welche vor einem Mast oder Turm um eine horizontale Achse rotieren (HAWT nach engl. horizontal axis wind turbine). Der für diese Anlagen nötige aktive Windnachführungsmechanismus entfällt bei den sogenannten Leeläufern, bei denen der Rotor hinter dem Turm läuft: Der Wind dreht den Rotor automatisch in die richtige Richtung. Eine solche passive Windnachführung erschwert allerdings die Sturmsicherung. Ein weiterer Nachteil sind die Stöße beim Queren der Blätter durch den Windschatten des Turmes. Das verursacht Lärm, Materialermüdung und (bei direkter Einspeisung) Störungen im Stromnetz.

Auftriebsläufer lassen sich auch mit vertikaler Rotationsachse realisieren (VAWT nach engl. vertical axis wind turbine). Unter diesen dominieren Darrieus-Rotoren, die bis in den mittleren Leistungsbereich gebaut werden, in klassischer 'Schneebesenform' oder als H-Darrieus-Rotor, dessen Blätter beim Umlauf einen Zylindermantel bilden. Bei einer vertikal stehenden Rotationsachse muss der Rotor der Windrichtung nicht nachgeführt werden. Allerdings stehen die Blätter in Teilbereichen des Umlaufs ungünstig zur Strömung, die Blattfläche muss entsprechend vergrößert werden. Durch zyklische Lastwechsel treten Schwingungen und Belastungen der gesamten Konstruktion auf. Der konstruktive Mehraufwand, zusammen mit dem Leistungsbeiwert von durchschnittlich 0,3 im Vergleich zu 0,4 bis 0,5 bei Rotoren mit horizontaler Drehachse erklärt den geringen Marktanteil.

Eine Bauform des H-Darrieus-Rotors mit wendelförmig gebogenen Blättern hat ein gleichmäßigeres Drehmoment als der klassische H-Rotor und benötigt so keine Anfahrhilfe, wie sie bei klassischen Darrieus-Rotoren mit hoher Schnelllaufzahl erforderlich ist.

Savonius-Rotoren sind aufgrund ihrer geringen Schnelllaufzahl und dem niedrigen Leistungsbeiwert zur Stromerzeugung wenig geeignet, der Fachbuchautor Erich Hau formuliert, der Savonius-Rotor käme „für stromerzeugende Windkraftanlagen nicht in Frage“.[4]

Technik moderner Windkraftanlagen mit horizontaler Rotationsachse

Schema einer Windkraftanlage

Bestandteile einer Windkraftanlage

Eine Windkraftanlage besteht im Wesentlichen aus einem Rotor mit Nabe und Rotorblättern sowie 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

Hauptartikel: Rotorblatt
Blick auf die Verbindung Rotorblatt – Rotornabe

Die Rotorblätter sind elementarer und prägender Bestandteil einer Windkraftanlage. Mit ihnen wird die Windenergie 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 Meter mit Trend zu größeren Durchmessern. Aktueller Spitzenreiter (Januar 2009) ist die Enercon E-126 mit einem Rotordurchmesser von 127 Meter.

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 mindert den Wirkungsgrad, da sie die Form und damit das aerodynamische Profil der Blätter verändert. Auch Unwucht des Rotors ist eine Folge. Herabfallende Eisbrocken stellen eine Gefahr 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. Eis bildet sich jedoch nur selten und nur bei bestimmten Wetterlagen. 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 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.

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.

Maschinenstrang

Montage eines Getriebes

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 synchrone Drehzahl von 1500/min. Im Generatorbetrieb liegt die Läuferdrehzahl (Drehzahl der Generatorwelle) über der der synchronen Drehzahl (im Motorbetrieb darunter, daher der Name Asynchronmaschine).

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

Bei polumschaltbaren Asynchrongeneratoren gibt es die Möglichkeit, die Windkraftanlage wahlweise mit zwei festen Drehzahlen zu betreiben, entsprechend besitzt der Generator getrennte Wicklungen zum Beispiel mit zwei oder drei Polpaaren. Damit liegen die synchronen Drehzahlen bei 1500 und 1000/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 bis zu 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 ungefähr zwischen drei und zwölf Meter, 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/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 schwankt der vom Generator erzeugte Wechselstrom in Frequenz und Amplitude (Höhe) ständig. Deshalb wird er mit einem Gleichrichter in Gleichstrom umgewandelt, gefiltert und in einem Wechselrichter in Wechselstrom zurückverwandelt.

Bei beiden Generatorvarianten wird die Spannung zuletzt auf die in den jeweiligen Mittelspannungsnetzen übliche Netznennspannung transformiert. Die Windkraftanlage wird über Messwandler zur Ermittlung der übertragenen Leistungen und Leistungsschalter mit dem öffentlichen Stromnetz verbunden. Anlagen mit einer Spitzenleistung von mehr als 100 kW müssen zur Sicherung der Netzstabilität die Mittelspannungsrichtlinie erfüllen. Nur Kleinstanlagen speisen in regionale Niederspannungsnetze ein.

Einspeisungen von Windkraftanlagen in das Bahnstromnetz wurden bisher nicht realisiert.

Den oft befürchteten „Stromüberlauf“, also eine Spannungsüberhöhung im Stromverbundnetz durch deutlich höher eingespeiste als abgenommene Leistung, verhindern neuere Anlagen durch Herabregeln der Einspeiseleistung. 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. Diese koordiniert alle Wartungsarbeiten. Die wichtigsten Kenndaten einer Windkraftanlage können in speziellen Internetangeboten 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 Windkraftanlage

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 der 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 Windkraftanlage, da in höheren Luftschichten die durch Bodenrauigkeit (Bebauung und Flora) hervorgerufen Turbulenzen wesentlich verringert sind und der Wind somit stärker und gleichmäßiger weht. Während an Küstenstandorten schon relativ kleine Türme ausreichen, ist gerade im Binnenland ein Trend zu immer höheren Nabenhöhen zu erkennen, da sich mit diesen höhere Volllaststundenzahlen erreichen lassen. Daher bieten die Hersteller verschiedene Turmhöhen und -varianten für die gleiche Anlage an.

Am häufigsten wurden im Jahr 2010 Windkraftanlagen mit einer Nabenhöhe von 101–120 m Höhe errichtet, dieser Gruppe gehörten 34,5 % aller in Deutschland installierten Turbinen an.[5] Die Gruppe 81–100 m stellte 20,0 % der installierten Windräder, weitere 24,7 % entfielen auf den Bereich 61–80 m. Windräder mit 60 m Nabenhöhe und weniger waren mit 4,2 % an den Gesamtzubauten unbedeutend.

16,6 % der Windräder hatten mit 121–150 m sogar noch höhere Nabenhöhen, sodass etwa die Hälfte der im Laufe des Jahres 2010 installierten Windräder eine Nabenhöhe von über 100 m hatte. Stahltürme bestehen meist aus zwei bis vier Segmenten, die mit Flanschverbindungen verschraubt werden. Die Wandstärken betragen 20 bis 40 Millimeter. Auch das Verschweißen von Segmenten auf der Baustelle wurde getestet.[6] 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.

Gittermastwindkraftanlage bei Silixen in Nordrhein-Westfalen

Allerdings ist die Höhe von Stahltürmen begrenzt, da der Turmfuß aus statischen Gründen immer breiter werden muss, je höher der Turm ist. Weil die einzelnen Segmente der Stahltürme aber am Stück transportiert werden müssen, können Stahltürme nicht breiter als 4,20 m werden, da diese sonst aufgrund des Lichtraumprofils von Autobahnen und Straßen nicht mehr transportfähig wären. Als Alternative bieten sich Betontürme an. 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 auf Vorspannung gebracht (Spannbeton). Diese Stahlseile können in Leerrohren im Inneren der Beton-Wandung verlaufen oder auch auf der Innenseite des Turms. Letztere Variante hat den Vorteil, dass einzelne Seile leicht ausgetauscht werden können, denn die Leerrohre in der Wandung werden nach dem Spannen mit einem dünnflüssigen Mörtel endgültig vergossen.

Es kann auch der Raum zwischen einem stählernen Innen- und Außenrohr durch pumpfähige Elastomere, Epoxidharze oder Vergussmörtel vom Turmfuß aufsteigend verfüllt werden. Solch ein Sandwichturm verspricht eine höhere Schalenstabilität und Tragfähigkeit[7] und die dünneren Bleche können leicht aus Längssegmenten vor Ort geschweißt werden.

Eine weitere Turmvariante ist der Gittermast. Auch die Verwendung abgespannter Masten ist möglich. In beiden Fällen ist die Gefährdung von Vögeln zu bedenken. Bei Anlagen in Wäldern ist eine Abspannung bis in Höhe der Baumwipfel unkritisch und Tragwerke aus Holz wären besser sichtbar. Auch verkleidete Holzkonstruktionen wurden geplant.[8]

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 eine Materialwinde zum Transport von Ersatzteilen.

Fundamentvarianten

Fundament einer Enercon E-82 im niederländischen Eemshaven

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 Pfahlkopf-Fundamente in der Regel kleiner als Flachgründungs-Fundamente.

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 Schwerkraft-Fundamenten 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.

Sonderausstattungen

Bei einer versicherten Windkraftanlage 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 Windkraftanlage vom Typ E-66, die mit einer Aussichtsplattform ausgerüstet ist. Über eine Innenwendeltreppe mit 297 Stufen gelangen die Besucher zum verglasten Aussichtsrondell in 65 Meter Höhe unter dem Maschinenhaus. Weitere baugleiche Windkraftanlagen dieser Art stehen bei Aachen, nahe der Messe Hannover, in Österreich und in Großbritannien bei Swaffham (Norfolk).

Manche Windkraftanlagen dienen auch als Standort für Sendeantennen von Funkdiensten mit kleiner Leistung im Ultrakurzwellen-Bereich wie dem Mobilfunk.

An vereisungsgefährdeten Standorten werden die Anlagen mit entsprechenden Instrumenten, Sensoren und Heizungen versehen. Vereisungsgefahr beeinflusst die Auslegung, Wirtschaftlichkeit und Sicherheit der Anlage.

Offshore-Ausrüstung

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 Windkraftanlage 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 besonderer Maßnahmen. Es werden Hochspannungsleitungen als Seekabel verlegt.

Typenklasse (Windklasse)

Windkraftanlagen 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 wider. Charakteristisch für Schwachwindanlagen sind größere Rotordurchmesser bei gleicher Nennleistung. Mittlerweile existieren Anlagen, die pro kW Nennleistung 4–5 m² Rotorfläche aufweisen, während gängige Starkwindanlagen bei 1,5–2,5 m² pro kW Nennleistung liegen. Oft haben Schwachwindturbinen ein angepasstes Blattprofil und eine größere Nabenhöhe.

Als Bezugswerte werden die durchschnittliche Windgeschwindigkeit in Nabenhöhe und ein Extremwert des 10-Minuten-Mittels verwendet, der statistisch nur ein Mal innerhalb von 50 Jahren auftritt.

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

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 Windkraftanlage 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 als ganzes (Rotor mit Gondel) 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 oder bremsen) zu gewährleisten.

Ab einer Windgeschwindigkeit von 2–4 m/s (Windstärke 2–3 Bft) schaltet die Steuerung die Windkraftanlage 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 25–35 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.[9][10]

Abschaltungen

Unterschiedliche Gründe können dazu führen, dass eine Windkraftanlage vom Netz genommen werden muss:

  • zu hohe oder zu niedrige Windgeschwindigkeiten
  • Wartungs- und Reparaturarbeiten
  • Schattenwurf: Bei entsprechendem Sonnenstand kann der durch Anwohner als störend empfundene Schattenwurf der rotierenden Rotorblätter verhindert werden.
  • Vereisung[11] der Rotorblätter im Winter (Aerodynamik, Unwucht, Unfallrisiken)
  • Die Verteilernetze sind für die bereitgestellte Energie nicht ausgelegt und die überschüssige Energie kann nicht gespeichert werden.
  • Bedingungen innerhalb eines Windparks können ebenso zu einer Stilllegung aller oder einzelner Windkraftanlagen führen (s. Betrieb eines Windparks).

Drehzahlregelung

Eine Windkraftanlage arbeitet optimal, wenn die Rotordrehzahl auf die Windgeschwindigkeit abgestimmt ist. Dabei muss auf die Kombination der Regelkonzepte für Rotor (Stall, aktiver Stall oder Pitch) und Generator (drehzahlkonstant, zweistufig oder variabel) Rücksicht genommen werden.

Regelkonzepte

Beim nicht verstellbaren Rotorblatt wird mit „passiver Stallregelung“ oberhalb der Wind-Nenngeschwindigkeit durch Strömungsabriss die Drehzahl begrenzt. „Stallregelung“ bedeutet, dass die Rotorblätter bis weit über dem Anstellwinkel für Maximalauftrieb (Anstellwinkel ca. +15°) betrieben werden (siehe Flügelprofil). Diese „Regelung“ wird wegen ihrer großen Nachteile bei Windkraftanlagen (WKA) über 500 kW Leistung nicht mehr verwendet. Mit der ebenfalls nicht mehr aktuellen „aktiven Stallregelung“ (verstellbare Rotorblätter) konnte die Drehzahl besser konstant gehalten werden. Heute wird praktisch nur noch die aktive Pitchregelung eingesetzt. Dies bedeutet, dass die Rotorblätter nur noch im Anstellwinkelbereich von Nullauftrieb bis Maximalauftrieb gesteuert werden (Anstellwinkel ca. –5° bis +15°). Aktive Stellmotoren ändern den Anstellwinkel des Rotorblattes in Abhängigkeit von Windgeschwindigkeit und Generatorlast. Der Generator bringt ein Gegenmoment zum Rotor auf. Bei mehr Einspeisung ins Netz, bremst er mehr.

  • WKA mit doppelt gespeisten Asynchrongeneratoren oder Dahlanderschaltung oder Getriebe mit zwei Gängen schalten die möglichen Rotordrehzahlen in die gewünschte Generatordrehzahl um.
  • WKA mit netzsynchronen Generatoren halten die Drehgeschwindigkeit mit der Pitchsteuerung, um eine konstante Frequenz ins Netz einspeisen zu können.
  • WKA mit variablem Getriebe (Drehmomentwandler) halten die Drehzahl des Generators bei unterschiedlichen Rotordrehzahlen konstant und brauchen keine Stromumrichter.
  • WKA mit Gleichstromrichter erzeugen, unabhängig von der Drehzahl, „künstlich“ mittels Thyristoren, einen 3- phasigen Drehstrom konstanter Frequenz. Mit der Pitchregelung wird nicht eine konstante Drehzahl angestrebt, sondern die optimale Drehzahl für den maximalen aerodynamischen Wirkungsgrad.
Drehzahlvariable pitchgeregelte Anlagen

Drehzahlvariable, pitchgeregelte Anlagen stellen heute den Stand der Technik im Windkraftanlagenbau dar.

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

Momentenregelung
  • Im Teillastbetrieb gilt es, die Leistung zu maximieren. Dazu werden Blattwinkel und Schnelllaufzahl optimiert. Die Drehzahl ist dabei etwa proportional zur Windgeschwindigkeit und wird über das Gegenmoment am Generator beeinflusst.
Pitchregelung
  • Ist bei der Nennwindgeschwindigkeit die Nennleistung erreicht, wird der Erntegrad reduziert, indem die Blätter mit der Nase in den Wind gedreht werden. Dies nennt man Pitchen. Das aerodynamisch erzeugte Drehmoment wird im Mittel an das Generatormoment angepasst. Kurzzeitige Abweichungen durch Böen lässt man von Schwankungen der Rotordrehzahl auffangen, die bei dieser Bauform von der Netzfrequenz unabhängig ist.

Diese Windkraftanlagen besitzen keine mechanische Betriebsbremse, sondern werden bei Abschaltungen über die Pitchregelung angehalten und nur zu Wartungsarbeiten festgesetzt.

Netzsynchrone Anlagen mit Stallregelung
Begutachtung eines Rotorblattes und des Turmes einer Windkraftanlage

Dieser Anlagentyp wurde auch als „Dänisches Konzept“ bekannt und war bis in die 1990er Jahre Stand der Technik im Windkraftanlagenbau bis zu einer Nennleistung von etwa 500 Kilowatt. Er besteht aus einem Dreiblattrotor mit nicht verstellbaren Rotorblättern, der sein Drehmoment über ein Stirnradgetriebe an den Generator weiterleitet. Der Generator läuft netzsynchron, mit der Windgeschwindigkeit steigt der Anströmwinkel am Profil der Blätter. In der Folge steigt das Drehmoment überproportional.

Stallregelung bedeutet nun, dass die Anlagen so ausgelegt waren, dass vor Erreichen des maximalen Drehmomentes des Generators die Strömung abreißt. Dieser so genannte Stalleffekt bringt jedoch starke Geräuschentwicklungen mit sich.

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 Windkraftanlage 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 behoben 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.

Ohne Blattwinkelverstellung waren diese Anlagen oft nicht in der Lage, bei wenig Wind selbstständig anzulaufen. Daher wurde bei nicht ausreichender Windgeschwindigkeit der Generator kurz als Motor verwendet, um den Rotor in Drehung zu versetzen.

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 mit passiver 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.

Umweltauswirkungen

Wie auch andere Bauwerke und Anlagen zur Energieerzeugung stehen Windkraftanlagen in Wechselwirkungen mit der Umwelt. Dazu gehören Auswirkungen auf die Tierwelt, Schallemission, 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 kontroverse Untersuchungen. Nach einer Studie des NABU von 2005 starben in Deutschland jährlich etwa 0,5 Vögel pro Anlage und Jahr durch Kollision mit einer Windkraftanlage, bei damals etwa 2000 Anlagen also etwa eintausend Vögel. Zum Vergleich: der BUND schätzt, dass fünf bis zehn Millionen Vögel durch Straßenverkehr und Stromleitungen sterben.[12] Die Elektrizitätswirtschaft rechnet mit 400 bis 700 „Drahtflugopfern“ pro Jahr und Kilometer Hochspannungsleitung.[13] Der NABU wertete 127 internationale Studien aus und kam zum Schluss, dass die meisten in Deutschland vorkommenden Vogelarten nicht gefährdet seien. Nur im Hinblick auf den Rotmilan und den Seeadler bestehe eine Problematik.[14][15][16]

In der Zeitschrift Nature schrieben US-Wissenschaftler, dass die Zahl getöteter Vögel durch Windkraftanlagen im Allgemeinen vernachlässigbar sei. Hauskatzen würden „mehrere Millionen“ Vögel pro Jahr erlegen, während an Windrädern nur mehrere tausend verenden. Nur für einige Greifvögel-Populationen bestehe in kritischen Durchzugsgebieten signifikante Gefahr.[17] So wurden z.B. in 140 Windparks in Nordspanien mit zusammen 4.083 Windkraftanlagen im Zeitraum von 2000 bis 2006 732 getötete Gänsegeier gefunden.[18] Damit lag zwar die Gesamtmortalität auf sehr niedrigem Niveau, jedoch waren die Auswirkungen auf die Population bedeutend. Die meisten Windparks waren dabei nicht bis kaum am Vogelschlag beteiligt, nur wenige Windparks in kritischen Gebieten konnten verantwortlich gemacht werden. Im kalifornischen Altamont-Windpark wurden alte schnelldrehende Anlagen an kritischen Standorten abgebaut, um diese an anderen Standorten durch weniger, dafür größere Anlagen zu ersetzen. Große Anlagen mit ihren niedrigeren Drehzahlen sind für die Tiere besser kalkulierbar.[19]

Es ist bekannt, dass Fledermäuse an Windkraftanlagen verunglücken können. Zunächst wurde dieses Phänomen in den Vereinigten Staaten sowie in Australien beobachtet. Inzwischen laufen auch in Europa eine Reihe von Untersuchungen, die versuchen, Umfang und Hintergründe zu ermitteln. In Deutschland sind bislang 13 Fledermausarten (Stand November 2005) an den Anlagen verunglückt, es fehlen jedoch verlässliche Zählungen. Während der Zugzeit im August und September kommt es vermehrt zu Kollisionen. Betroffen sind vor allem Arten, die im freien Luftraum jagen oder über große Strecken ziehen, wie der Große Abendsegler, die Breitflügelfledermaus, der Kleine Abendsegler oder die Zweifarbfledermaus. Einige Standorte, etwa 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 Windkraftanlagen bekannt ist. Untersuchungen ergaben 2008, dass kein direkter Kontakt zwischen Fledermaus und Windkraftanlage als Todesursache notwendig ist, sondern viele Tiere ein Barotrauma erleiden, das durch Druckunterschiede, vor allem an den Rotorblattenden, ausgelöst wird.[20][21]

2011 erschien eine umfangreiche deutsche Studie zum Thema 'Fledermäuse und Windkraft'.[22]

Eine britische Studie legt nahe, dass das helle Grau, mit dem Windkraftanlage üblicherweise gestrichen werden, auf Fluginsekten anziehend wirkt. Forscher an der Loughborough University haben experimentell ermittelt, dass beispielsweise ein violetter Anstrich weniger Insekten anlockt. Insektenfresser wie Vögel oder Fledermäuse würden durch diese Maßnahme weniger Beute finden und damit auch weniger angezogen werden, was einem passiven Schutz vor den Rotorblättern gleichkommt.[23][24]

Landschaftsverbrauch

Der überwiegende Anteil heute installierter Windkraftanlagen befindet sich auf landwirtschaftlich genutzten Flächen. Direkt benötigt wird nur die Standfläche der Windkraftanlage und ein Zuweg für die Montage und Wartung. Zudem ist in einem gewissen Umkreis manch alternative Flächennutzung ausgeschlossen. Das BImSchG verlangt zwar keinen Meterabstand, aber einen Schallabstand: Nachts dürfen an der nächsten belebten Hauswand nicht mehr als 40 dB(A) erreicht werden. Dadurch kann die gemeindliche Entwicklung durch eine Windkraftanlage negativ beeinflusst werden, da genehmigte Anlagen Bestandsschutz genießen. Man kann den Anlagen einen Teil der Hochspannungstrassen (für den Transport der elektrischen Energie) zurechnen; man kann aber auch – im Sinne einer Teilkostenrechnung argumentieren, dass nur Hochspannungsstrecken, die speziell wegen Windkraftnutzung zusätzlich gebaut wurden, betrachtet werden.

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 festgelegt, sind diese für die Windkraftanlagen zu nutzen. Die Errichtung an einem anderen Standort innerhalb der Gemeinde oder des Kreises ist dann unzulässig.

Nach dem von der Agentur für Erneuerbare Energien vorgelegten Potenzialatlas 2009 kann die Windenergie an Land auf 0,75 Prozent der Landesfläche ein Fünftel des deutschen Strombedarfs decken.[25]

Gesellschaftliche Akzeptanz

Die dritte jährliche Forsa-Umfrage zur Akzeptanz der Erneuerbaren Energien in Deutschland wurde 2009 durchgeführt. Sie war repräsentativ und ergab unter anderem:

  • die Akzeptanz von Windenergieanlagen ist auch in der eigenen Nachbarschaft hoch
  • je mehr Erfahrungen die Bevölkerung bereits mit Windkraftanlagen gesammelt hat, desto höher ist die Akzeptanz für neue Anlagen
  • wer erneuerbare Energien bereits aus der eigenen Umgebung kennt, bewertet sie überdurchschnittlich gut: 55 Prozent der Gesamtbevölkerung stehen Windkraftanlagen positiv gegenüber; in der Gruppe, die Windräder in der Nachbarschaft haben, liegt die Zustimmung bei 74 Prozent[26]

Windkraftanlagen werden in einigen Teilen der Bevölkerung auch kritisch gesehen, weswegen es mancherorts zur Bildung von Bürgerinitiativen kommt. Neben Initiativen, die die Windenergienutzung generell ablehnen, existieren auch Initiativen, die nur konkrete Anlagen in der näheren Umgebung ablehnen, prinzipiell aber die Windenergienutzung befürworten. Kritisiert werden z. B. der Abstand der Anlagen zur Wohnbebauung, die Veränderung des Landschaftsbildes sowie Auswirkungen auf die (lokale) Ökologie.

Die Nuklearkatastrophe von Fukushima seit März 2011 und der daraufhin in Deutschland beschlossene Atomausstieg hat in großen Teilen der Bevölkerung das Bewusstsein geschärft, dass Stromerzeugung mittels Kernenergie, Steinkohle oder Braunkohle gravierende Risiken und Nebenwirkungen hat und dass verglichen damit Windkrafträder das weitaus 'kleinere Übel' sind.

Auswirkungen auf Standorte im Meer

Windkraftanlagen vor Kopenhagen

Um die erheblich stärkeren Winde auf See nutzen zu können, werden in Deutschland zahlreiche Windparks auf dem offenen Meer, so genannte Offshore-Windparks, geplant. Andere europäische Länder (Dänemark, Schweden, Großbritannien) haben bereits zahlreiche nahe der Küste liegende („Nearshore“) Windparks errichtet. Befürchtet werden beispielsweise Kollisionen mit vom Kurs abgekommenen Schiffen und eine Beeinträchtigung der Meeresökologie (vornehmlich durch Geräuschentwicklung unter Wasser während des Fundamentbaus). Unsicher sind die Auswirkungen von Offshore-Windparks auf Meeressäuger wie Delfine und Schweinswale. Mögliche Naturschutzbedenken werden bei den Standortplanungen der Parks berücksichtigt. Die Verlegung von Kabeln von den Offshore-Windparks zum Land könnte zu Baumaßnahmen im Wattenmeer führen, das fast komplett als Biosphärenreservat und Nationalpark (wichtiges Gesetz hier: Eingriffsregelung) ausgewiesen ist. Die konkreten Auswirkungen auf die Meeresökologie sind noch unklar und derzeit Gegenstand der Forschung.

Bei einer Untersuchung des Offshore-Windparks Egmond aan Zee kamen niederländische Wissenschaftler zu dem Ergebnis, dass sich der fertig errichtete Windpark weitgehend positiv auf die Tierwelt auswirkt. Die Biodiversität innerhalb des Windparks sei größer als in der Nordsee, auch könnten Meerestiere in dem Windpark Ruhestätten und Schutz finden. Negative Auswirkungen gab es dagegen nur während des Baus, außerdem würden einige auf Sicht jagende Vögel den Windpark meiden, andere Vogelarten jedoch fühlten sich durch den Windpark nicht gestört.[27]

Schattenwurf

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

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 theoretische 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, die 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 Schattenwurf-Erscheinung des Rotors verwechselt. Er trat vor allem bei Anlagen aus den Anfängen der Windenergienutzung auf, als noch glänzende Lackierungen an den Rotorblättern benutzt wurden. Seit langem 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 Leuchtstoffröhren, 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. Es sind auch radargestützte Befeuerungssysteme in der Entwicklung, die sich nur dann einschalten, wenn sich ein Flugzeug in der Nähe befindet.

Rundfunk-Interferenzen

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

Verwendung von Neodym-Magneten

Bei rund einem Sechstel der Windkraftanlagen werden Permanentmagneten aus Neodym / NdFeB-Magnete eingesetzt (bei einem Teil der Anlagen mit Direktantrieb). Neodym wird seit etwa 2009 kritisch betrachtet, weil das Seltene-Erden-Metall – es wird zu 97% in China abgebaut und extrahiert[28] – bei Abbau und Aufbereitung die Umwelt und die Gesundheit der Anwohner erheblich belastet.[29][30] Die deutschen Windanlagenhersteller REpower Systems und Enercon betonen, kein Neodym in ihren Windanlagen zu verbauen.[31]

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 Prozent der Nennleistung angenommen, also bei Windgeschwindigkeiten zwischen etwa 10 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 etwa 6 dB ab. Mit 500 Meter Abstand zum nächsten Wohngebäude ist der Schalleinfluss einer einzelnen Windkraftanlage in jedem Fall unter 45 dB(A), oft wird bereits bei 300 Meter 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 – sofern vorhanden – dem Getriebe abhängt, wird dazu die Drehzahl der Anlage abgesenkt. Diese Maßnahme bedeutet immer einen Ertragsverlust für den Betreiber. Die Verringerung von Schallemissionen ist eines der Hauptziele bei der Weiterentwicklung der Anlagen, bei der in den letzten Jahren große Fortschritte erzielt wurden. Durch den Verzicht auf ein Getriebe, bessere Körperschallentkopplung, Schalldämpfung und Aerodynamik konnten die Geräuschemissionen stark reduziert und damit der Schallleistungspegel der Anlagen im Verhältnis zu Leistung und Ertrag gesenkt werden.

Nach dem Bundes-Immissionsschutzgesetz (siehe auch 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.

Einfluss auf Radaranlagen

Windkraftanlagen in der Nähe von stationären Radargeräten unterliegen zusätzlichen Baubeschränkungen, da diese die Reichweite des Radargerätes verringern. Diese Verringerung wird oft fälschlicherweise mit dem Effekt einer Abschattung begründet. Eine solche Abschattung ist jedoch nur bei einer extremen Dichte des Windparkes möglich. Der Rotor selbst erzeugt wenig Schatten, es wirkt praktisch nur der Mast als Hindernis. Die an dem Mast ebenfalls auftretende Beugung der elektromagnetischen Wellen bewirkt, dass wenige hundert Meter hinter dem Hindernis wieder eine geschlossene Wellenfront gebildet wird.[32]

Durch den sich drehenden Rotor erhält das Radarecho einer Windkraftanlage ein ähnliches Spektrum wie von einem sich in der Standschwebe befindlichen Helikopter. Das Radargerät kann die beiden oft nicht in dem zur Verfügung stehenden Zeitlimit unterscheiden und produziert einen Falschalarm. Die Falschalarmrate ist in der Radarsignalverarbeitung eine Regelgröße, die die Entdeckungswahrscheinlichkeit umgekehrt proportional beeinflusst und auf diesem Wege die nutzbare Radarreichweite verringert. Baugenehmigungen von Windkraftanlagen in der Nähe von stationären Radargeräten der Luftraumüberwachung (Flugsicherung oder Luftverteidigung) wurden deshalb bislang in der Regel verwehrt. Ob auch bei den heutigen großen und hohen WKA diese Verwechslungsgefahr noch besteht ist unbekannt.

Klimatische Auswirkungen ?

Eine Studie des Massachusetts Institute of Technology von 2009[33] kam zu dem Ergebnis, dass regional mit nachweisbaren Klimaeffekten zu rechnen wäre, würden 10% der im Jahr 2100 global benötigten Energie durch Windkraft gedeckt. An Land sei mit einer Erwärmung zu rechnen, auf See mit einer Abkühlung.

Rahmenbedingungen

Genehmigungsgrundlage

In Deutschland sind Windkraftanlagen nach § 35 Abs. 1 Nr. 5 Baugesetzbuch (BauGB)[34] 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 (siehe z. B. Abstandsregelungen im Windenergieerlass Nordrhein-Westfalen.[35])

Förderung

Die Windkraftanlagenhersteller (siehe Liste von Windkraftanlagenherstellern) investieren einen relativ hohen Anteil ihrer Umsätze in Forschung und Weiterentwicklung. Das hat mehrere Gründe:

  • die Technologie großer Windkraftanlagen und Offshore-Windkraftanlagen ist relativ neu
  • Seit Anfang des 21. Jahrhunderts findet eine Marktbereinigung statt: Kleinere Hersteller und Komponentenlieferanten wurden aufgekauft oder vom Markt verdrängt
  • viele Hersteller rechnen mit einem weltweit stark wachsenden lukrativen Markt. Sie hoffen, durch Forschungs- und Entwicklungsausgaben Wettbewerbsvorteile erzielen zu können beziehungsweise ihre Stückzahlen (und oder ihren Marktanteil) erhöhen zu können (siehe auch Skaleneffekt)
  • Viele Hersteller sind bestrebt, Vorteile der Serienproduktion zu nutzen.
  • Viele Hersteller wollen auf der so genannten Erfahrungskurve (oft wird auch der allgemeinere Begriff „Lernkurve“ verwendet) schneller vorankommen. Die Erfahrungskurve ist ein empirisch oft beobachtetes, aber nicht gesetzmäßig auftretendes Phänomen.

Windkraftanlagen konnten um 2005 mit dem damaligen Preis-Leistungs-Verhältnis noch nicht mit konventionellen Kraftwerken konkurrieren. Da Investitionen in Windkraftanlagen (und andere alternative Energiequellen), in vielen Ländern gefördert wurden bzw. bis heute gefördert werden (siehe auch Windenergie), steigt seit Jahren die jährlich neu installierte Leistung.[36] Im Januar 2011 berichtete die Wirtschaftswoche,[37] dass laut René Umlauft, dem Chef der Renewable Energy Division bei Siemens, die Windkraftanlagen des Konzerns heute Strom für 6 ct/kWh produzieren könnten. In den kommenden vier bis fünf Jahren sollen die Kosten auf 4 bis 4,5 ct/kWh fallen, was dem derzeitigen Preis für Kohlestrom an der Strombörse EEX entspräche. Damit wäre Strom aus Windenergieanlagen in Deutschland konkurrenzfähig.

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 Windkraftanlagen etwa zwei bis sechs Monate und auch nach konservativen Schätzungen 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 mit Fundament[38] - 4 Monate
Windkraftanlage Enercon E-32; 300 kW, 32 m Rotordurchmesser[39] - 2,1 Monate 2,5 Monate 4,3 Monate
Windkraftanlage Enercon E-66; 1500 kW, 66 m Rotordurchmesser; Mischanalyse Herstellung, Auf- und Abbau, Wartung[40] - 3,7 Monate 4,7 Monate 6,1 Monate
Windkraftanlage Enercon E-82 E2 mit 2300 kW, 82 m Rotordurchmesser und 97m Betonturm; voller Lebenszyklus[41] 4,7 Monate 5,9 Monate 6,8 Monate
Offshore-Windkraftanlage; 5 MW auf Tripod-Fundament; Erfassung gesamter Lebensweg, ohne Netzanbindung[42] 4 Monate - - -
Offshore-Windpark 2010; 200 MW (40 × 5 MW) Erfassung gesamter Lebensweg, inkl. Netzanbindung[42] 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 der Baugrund, die Infrastruktur (Zuwegung zur Baustelle, Entfernung zum Stromnetz), Vorschriften zur Stromqualität und Lärmemission usw. und davon abhängig die verwendete Technik (Art des Fundamentes, Art der Einspeisung, …). Getriebelose Anlagen sind in der Regel in der Installation teurer als herkömmliche Windräder mit Getriebe, jedoch zuverlässiger, wartungsärmer und leiser.

In einer Pressemitteilung[43] über die Installation von sieben getriebelosen Enercon E-82 (Zwei-Megawatt-Anlagen) im Sommer 2010 wird ein Investitionsvolumen von insgesamt 25 Millionen Euro für Bau und Anschluss genannt. Rechnerisch bedeutet dies rund 3,57 Millionen Euro pro Anlage und 1786 Euro pro installiertem Kilowatt. Im Windpark Brenntenberg, in dem 3 jeweils 3 MW starke, ebenfalls getriebelos E-101 auf 135m-Turm zum Einsatz kommen sollen, wird mit rund 15 Millionen Euro kalkuliert.[44] Dies entspricht 5 Millionen Euro pro Anlage bzw. ca. 1666 Euro pro Kilowatt installierter Leistung. Für den Windpark Königsfeld, der aus 3 je 2,5 MW leistenden Nordex N100 auf 140m Turm bestehen wird, wird dagegen mit ca. 8,3 Mio. Euro kalkuliert,[45] was ca. 1100 Euro pro installiertem Kilowatt entspricht. Der weltweite Durchschnittspreis für Windkraftanlagen lag im Februar 2011 bei knapp unter 1 Mio. Euro pro Megawatt.[46] Zwischen 2008 und 2010 gaben die Preise pro MW infolge starken Wettbewerbs um 18% nach.[47]

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, kommt es abgesehen von Arbeitsunfällen bei der Montage und Wartung meist nicht zu Personenschäden. Neben Blitzschlägen und defekten Rotorblättern sind Turmberührungen bei extremen Windböen Gründe für Unfälle. 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. 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 zwei bis drei Megawatt Nennleistung (entspricht dem Durchschnitt neu installierter Anlagen) beträgt diese nur 70 bis 90 Euro im Jahr.

Im Jahr 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.

Forschung und Entwicklung

Prof. Ulrich Hütter etablierte in den 60er Jahren an der Universität Stuttgart und später an der DFVLR (Vorgänger des DLR) in Stuttgart die Forschung an der Windenergietechnik. Bereits im Jahr 1942, noch im Umfeld des Generalplan Ost, legte er mit seiner Dissertation die Grundlage für die 2- und 3-flügeligen Windgeneratoren.

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-Instituts (DEWI) im Jahr 1990 in Wilhelmshaven. Die Gesellschaft mit weltweit inzwischen zehn Tochterfirmen macht 75 % ihres Umsatzes mit Dienstleistungen. Dazu gehören die alle zwei Jahre stattfindende Deutsche Windenergie-Konferenz (DEWEK), Seminare, sowie zertifizierte Messung von Windgeschwindigkeit, Leistung und Schallemission.

Das Fraunhofer-Institut für Windenergie und Energiesystemtechnik IWES befasst sich mit anwendungsorientierter Forschung; es ist 2009 aus dem ehemaligen Fraunhofer-Center für Windenergie und Meerestechnik CWMT in Bremerhaven sowie dem Institut für Solare Energieversorgungstechnik (ISET) in Kassel hervorgegangen.

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 Leistungsschwankungen 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-Kilowatt-Brennstoffzelle wieder in elektrische Energie 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 vor der Küste getestet.[48]

Internationale Rekorde

5M der REpower Systems in Brunsbüttel
  • Die leistungsstärkste Windkraftanlage (Stand 2010) ist die ENERCON E-126 mit 7,5 Megawatt installierter Leistung. Die Nabenhöhe beträgt 135 Meter, die Gesamthöhe liegt bei 198 Metern, der Rotordurchmesser bei 127 Meter.[49]
  • Den größten Rotordurchmesser hat die Gamesa G10X – 4.5 MW Windkraftanlage Jaulin mit 128 Metern.
  • Mit 110 m Gesamthöhe die größte Windkraftanlage mit vertikaler Achse war der 1988 errichtete Éole in Le Nordais, Cap-Chat, Kanada. Sein Darrieus-Rotor hat 64 m Durchmesser und ist 96 m hoch. Bis zu seiner Stilllegung 1992 produzierte Éole insgesamt 12 GWh elektrische Energie, was knapp 20 Wochen Nennleistung entspricht (3,8 MW).
  • Die höchste Windkraftanlage ist die Windkraftanlage Laasow in Brandenburg. Sie wurde am 14. September 2006 fertiggestellt. Der Gittermastturm für diesen Prototyp erlaubt eine Nabenhöhe von 160 Metern. Bei einem Rotordurchmesser von 90 Meter erreicht die Anlage eine Gesamthöhe von 205 Meter.[50]
  • Die höchstgelegene Windkraftanlage steht in den argentinischen Anden auf 4100 Metern Höhe. Es ist der Typ D8.2 der Firma DeWind – 80-m-Rotor, 2 MW, 50 Hz. Diese Turbine hat ein neuartiges Triebstrangkonzept mit einem hydraulischen Drehmomentwandler (WinDrive) der Firma Voith und einem Synchrongenerator. Die Windkraftanlage wurde im Dezember 2007 in Betrieb genommen und versorgt seitdem die ansässige Goldmine im Inselnetz-Betrieb mit Elektrizität.[51]
  • Der nördlichste Windpark (seit 2002) sind 16 Nordex N-80 mit jeweils 2,5 Megawatt Nennleistung im Windpark Havøygavlen bei Hammerfest im Norden Norwegens, gemessene Jahresproduktion 60 bis 90 GWh.[52]
  • Die südlichsten Windkraftanlagen, auf 77°51'S, sind drei Enercon E-33, welche zusammen mit Dieselaggregaten die Scott Base mit elektrischer Energie versorgen. Die inzwischen aufgegebene Neumayer-Station II auf 70°38'S hatte von 1991 bis 2008 einen Darrieus H-Rotor der Fa. Heidelberg Motors, der für die Neumayer-Station III durch eine E-10 ersetzt wurde.

Windkraftanlagen im deutschsprachigen Raum

Deutschland

Listen der höchsten Windkraftanlagen in Deutschland – leider mit unvollständigen Daten (bitte ergänzen)

Österreich

Eine Liste der größten Anlagen findet sich in einer Liste der höchsten Bauwerke in Österreich. Die höchsten Windkraftanlagen in Österreich sind die Windkraftanlagen Thalgau, Vorderweißenbach und Neukirchen an der Enkach mit einer Gesamthöhe von 150 Metern. Zur Zeit sind 2 Windkraftanlagen vom Typ Enercon E-126 mit 198,5 m Gesamthöhe in der Nähe von Potzneusiedl in Bau.

Schweiz

Vollständige Liste in der englischsprachigen Wikipedia: [2] Die höchsten Windkraftanlagen der Schweiz sind die Enercon E-82 Windkraftanlagen Peuchapatte mit einer Gesamthöhe von 148 Metern.

Siehe auch

Literatur

Weblinks

 Commons: Windkraftanlage – Album mit Bildern und/oder Videos und Audiodateien

Forschungsinstitute

Technische Informationen

Windatlanten und Windpotential

Interessengruppen

Offshore-Windenergie

Multimedia zur Windenergie

Einzelnachweise

  1. Trevor J. Price: Blyth, James (1839–1906). In: H. C. G. Matthew, Brian Harrison (Hrsg.): Oxford Dictionary of National Biography, from the earliest times to the year 2000 (ODNB), Oxford University Press, Oxford 2004, ISBN 0-19-861411-X, online, Stand: 2004 (englisch).
  2. Heiner Dörner: Efficiency and economic comparison of different WEC – (wind energy converter) rotor systems. In: Appropriate technologies for semiarid areas: Wind and solar energy for water supply. Conference Report, Berlin, 1975.
  3. BMU (Hrsg.): Erneuerbare Energien. 2009, S. 70 (abgerufen am 14. September 2009).
  4. „kommt … nicht in Frage“
  5. http://www.wind-energie.de/fileadmin/dokumente/statistiken/WE%20Deutschland/110126_PM_Dateien/Statistik_Jahresbilanz_2010.pdf
  6. Enercon GmbH (Hrsg.): Windblatt. Nr. 6, 2004, S. 4 und 5.
  7. Christian Keindorf: Tragverhalten und Ermüdungsfestigkeit von Sandwichtürmen für Windenergieanlagen, Diss., Univ. Hannover, 2010, ISBN 9783832287917.
  8. http://www.windkraftkonstruktion.vogel.de/digitale_konstruktion/articles/302547/
  9. Jetzt wird auch bei Sturm geerntet. In: innovations report. 30. April 2003.
  10. Enercon-Sturmregelung. In: enercon.de. Abgerufen am 24. Juli 2010.
  11. Betrieb von Windenergieanlagen unter Vereisungsbedingungen
  12. http://vorort.bund.net/bawue/positionen/klima/strom.htm.
  13. Markus Palic u. a.: Kabel und Freileitungen in überregionalen Versorgungsnetzen. Expert, Ehningen 1992, ISBN 3-8169-0642-7.
  14. Windräder schaden vor allem Rastvögeln. In: NABU. 3. März 2005
  15. Frank Bergen: Windenergie und Vögel. Ausmaß und Bewältigung eines Konflikts. Technische Universität Berlin, Berlin 2002 (Tagungsband).
  16. Hermann Hötker, Kai-Michael Thomsen, Heike Köster: Auswirkungen der regenerativen Energiegewinnung auf die biologische Vielfalt am Beispiel Vögel. Bundesamt für Naturschutz, Bonn 2005.
  17. Wind farms’ deadly reputation hard to shift
  18. Camina, A, (2008): Las Energías Renovables y la Conservacíon de Aves Carroñeras: El Caso del Buitre Leonado (Gyps fulvus) en el Norte de la Península Ibérica. (PDF)
  19. Ron McNicoll, The Independent: New Plan Removes Worst of Altamont Turbines 9. April 2011.
  20. Joachim Röderer: Fledermäuse sterben an Barotrauma. In: Badische Zeitung. 26. August 2008, abgerufen am 8. September 2008.
  21. Erin F. Baerwald u. a.: Barotrauma is a significant cause of bat fatalities at wind turbines. In: Current Biology. 18, Nr. 16, 2008, S. R695–R696, doi:10.1016/j.cub.2008.06.029.
  22. Robert Brinkmann, Oliver Behr, Ivo Niermann & Michael Reich (Hrsg.): Entwicklung von Methoden zur Untersuchung und Reduktion des Kollisionsrisikos von Fledermäusen an Onshore-Windenergieanlagen. – 470 Seiten, Cuvillier 2011. ISBN 978-3-86955-753-3. Inhaltsverzeichnis und Leseprobe
  23. Elmshorner Nachrichten: Vogelfreundliche Windräder: Violett zieht weniger Insekten an. In: Schleswig-Holsteinischer Zeitungsverlag. 19. Oktober 2010, abgerufen am 1. Januar 2011.
  24. BBC – Earth News: Wind turbines wrong colour for wildlife. In: BBC. 15. Oktober 2010, abgerufen am 1. Januar 2011.
  25. Viel Ertrag auf wenig Fläche – Erster Potenzialatlas Erneuerbare Energien erschienen. In: Agentur für Erneuerbare Energien. 14. Januar 2010.
  26. Forsa-Umfrage: Mehrheit der Bundesbürger ist für Ausbau Erneuerbarer Energien bei unverminderter Förderung. In: Agentur für Erneuerbare Energien. 14. Dezember 2009.
  27. Ruhe unter Rotoren. In: Deutschlandradio, 26. Oktober 2011. Abgerufen am 7. November 2011.
  28. Spiegel Online, 10. April 2009: Das neue Gold
  29. Dies recherchierte das ARD-Magazin Panorama Anfang 2011 Panorama-Sendung vom 28. April 2011: Das schmutzige Geheimnis sauberer Windräder
  30. Nicole Vormann/Murphy&Spitz: Murphy&Spitz Research: Position zu Neodym und Windkraftanlagen. Juni 2011, abgerufen am 27. Juni 2011 (Hintergrundpapier).
  31. [1]
  32. Christian Wolff: Windkraftanlagen und Radar. In: Radartutorial.eu.
  33. http://www.atmos-chem-phys.net/10/2053/2010/acp-10-2053-2010.pdf
  34. § 35 BauGB, Bauen im Außenbereich
  35. Grundsätze für Planung und Genehmigung von Windkraftanlagen, Windenergie-Erlass, 21. Oktober 2005 (PDF-Datei, 160 kB).
  36. Bundesverband WindEnergie (Hrsg.): A bis Z. Fakten zur Windenergie. Seite 39: Subventionen – keine Kohle für den Wind.
  37. W. Matthes: Siemens – Erste Windanlagen produzieren so billig wie Kohlemeiler. In: Wirtschaftswoche. 29. Januar 2011
  38. W. Jensch: Energetische und materielle Aufwendungen beim Bau von Energieerzeugungsanlagen, zentrale und dezentrale Energieversorgung. Springer, 1987 (FFE-Schriftenreihe. Band 18).
  39. R. Domrös: Energetische Amortisationszeit von Windkraftanlagen auf der Basis der Prozesskostenanalyse. TU Berlin, Fachgebiet für Energie und Rohstoffwirtschaft, 1992 (Diplomarbeit).
  40. Matthias Geuder: Energetische Bewertung von Windkraftanlagen. Fachhochschule Würzburg-Schweinfurt, Schweinfurt 2004 (Diplomarbeit).
  41. Mehr Windkraft an Land rückt Ökologie ins Blickfeld. In: vdi Nachrichten, 2. September 2011. Abgerufen am 17. September 2011.
  42. a b Rodoula Tryfonidou, Herrman-Josef Wagner: Offshore-Windkraft. Technikauswahl und aggregierte Ergebnisdarstellung. Ruhr-Universität Bochum, Bochum 2004 (Kurzfassung PDF-Datei, 128 kB).
  43. Pressemitteilung Die Windräder drehen sich. In: Frankfurter Rundschau online. 22. April 2010
  44. OSTWIND-Gruppe errichtet drei WEA im Landkreis Regensburg. Pressemitteilung vom 22. Juli 2011. Abgerufen am 27. Juli 2011.
  45. Königsfelder Räte stimmen für Windräder. In: inFranken.de. 11. Februar 2011
  46. altenergymag.com: Wind turbine prices fall to their lowest in recent years
  47. Frankfurt School of Finance & Management und UNEP (United Nations Environment Programme) den Report „Global Trends in Renewable Energy Investment 2011“ vor. In: windkraft-journal.de, 6. Juli 2011. Abgerufen am 6. Juli 2011.
  48. Peter Fairley: Windenergie aus tiefen Gewässern. In: Technology Review. Nr. 7, 2008.
  49. Enercon: Technische Daten E-126/7,5 MW. Abgerufen am 22. November 2010.
  50. Internetseite von Laasow (abgerufen am 21. Januar 2007)
  51. PC-Control: DeWind mit neuem Antriebssystem für Windkraftanlage D8.2 Heft 2/2008.
  52. PennEnergy.com: Statoil tests innovative gearless turbine at world's northernmost offshore wind farm 8. September 2010.
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