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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 auch die Bezeichnungen Windrad oder WindmĂŒhle.
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.
Die erste belegte Anlage zur Stromerzeugung errichtete 1887 der Schotte James Blyth, um Akkumulatoren fĂŒr die Beleuchtung seines FerienhĂ€uschens 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 WindmĂŒhlentechnik. WĂ€hrend es aber bei MĂŒhlen eher auf das Drehmoment als auf die Drehzahl ankommt, brauchte er eine zweistufige Ăbersetzung mit Riementrieben, um einen 12-kW-Generator anzutreiben.
Der DĂ€ne Poul La Cour kam um die Jahrhundertwende durch systematische Versuche â unter anderem an aerodynamisch geformten FlĂŒgelprofilen in WindkanĂ€len â zum Konzept des SchnelllĂ€ufers, bei dem nur wenige RotorblĂ€tter ausreichen, die Windenergie ĂŒber die ganze RotorflĂ€che 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, gleichmĂ€Ăig ĂŒber die RotorflĂ€che, realisierbar durch nach auĂen abnehmende Profiltiefe der RotorblĂ€tter.
Die durch die Luftfahrt vorangetriebene Verbesserung der Profilgeometrien in den 50er und 60er Jahren auf Gleitzahlen weit ĂŒber 50 erlaubte extreme SchnelllĂ€ufer mit nur noch einem einzigen Rotorblatt. Rotoren mit mehr als zwei BlĂ€ttern galten als rĂŒckstĂ€ndig.
WĂ€hrend man Deutschland und den USA zunĂ€chst auf GroĂprojekte wie den zweiflĂŒgeligen GROWIAN setzte, die sich jedoch aufgrund groĂer technischer Probleme als FehlschlĂ€ge erwiesen, setzte sich alsbald das DĂ€nische Konzept zahlreicher robuster Anlagen kleiner und mittlerer Leistung durch. Die auch in groĂen StĂŒckzahlen in die USA exportierten Anlagen hatten eine Asynchronmaschine, ein oder zwei feste Drehzahlen und drei starre RotorblĂ€tter (Stall-Regelung).
Auf Basis dieser nach heutigen MaĂstĂ€ben kleinen Anlagen fand in den 1990er und 2000er Jahren die weitere Entwicklung hin zu den modernen GroĂturbinen statt. Seither ist DĂ€nemark das Land mit dem gröĂten Windkraftanteil an 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 WeltmarktfĂŒhrerschaft. Die Entwicklung fĂŒhrte zu immer gröĂeren Anlagen mit drei verstellbaren RotorblĂ€ttern, variabler Drehzahl und bei einigen Herstellern zum dort favorisierten getriebelosen Antriebsstrang, aber auch zu politischen Auseinandersetzungen zwischen Investoren, Gegnern und BefĂŒrwortern der Windenergienutzung.
Betrug die Nennleistung der 1990 in Deutschland installierten Windkraftanlagen im Durchschnitt noch 164 kW, so ĂŒberschritt die Nennleistung im Jahr 2000 erstmalig die Marke von einem MW, 2009 die Marke von 2 MW. Im Jahr 2011 lag sie bei ĂŒber 2,2 MW, wobei Anlagen mit einer installierten Leistung von 2,1 bis 2,9 MW mit 54 % aller Anlagen die zahlenmĂ€Ăig stĂ€rkste Fraktion bildeten. Eine weiterer Anstieg der Nennleistung ist aufgrund der EinfĂŒhrung der 3-MW-Klasse durch die meisten Hersteller von Onshore-Windkraftanlagen sowie dem Ausbau der Offshore-Windenergie, wo hauptsĂ€chlich auf Anlagen mit einer Nennleistung zwischen 3,6 und 6 MW zum Einsatz kommen, absehbar.
Parallel dazu entwickelten sich die RotorgröĂe. Nachdem noch bis Ende der 1990er Jahre die meisten Rotoren unterhalb von 50 Metern Durchmesser blieben, stiegen die Durchmesser danach deutlich an. Seit dem Jahr 2000 dominieren Anlagen mit einem Rotordurchmesser zwischen 60 und 90 Metern, ab 2003 gehörten etwa 90 % aller neu aufgestellten Windkraftanlagen dieser Rotorklasse an. Seit 2008 kommen verstĂ€rkt Windkraftanlagen mit Rotordurchmessern ĂŒber 90 Metern zum Einsatz, 2011 machten diese etwa 25 % aller neu ans Netz gegangenen Anlagen aus.[2]
Infolge des Anstieges des Rotordurchmessers, aber auch durch die Entwicklung immer höherer TĂŒrme, mit denen besonders im Binnenland deutlich höhere ErtrĂ€ge erzielt werden können, stiegen Nabenhöhe sowie die Gesamthöhe der Windkraftanlagen rapide an. So wurden im ersten Halbjahr 2011 ĂŒber die HĂ€lfte der neu installierten Windkraftanlagen in Deutschland auf TĂŒrmen mit mehr als 100 Metern Nabenhöhe errichtet, 19,9 % der Anlagen sogar auf TĂŒrmen mit mehr als 120 Metern Nabenhöhe. Die Gesamthöhen können dabei bis zu 200 Metern erreichen, wobei derartige Anlagen vor allem im Binnenland verbreitet sind. WĂ€hrend im ersten Halbjahr 2011 im Deutschlandschnitt ca. 60% der neu installierten Anlagen höher als 140 Metern waren, gehörten in Bayern ca. 85 % dieser Höhenklasse an, in Brandenburg waren es sogar circa 95 %. In Schleswig-Holstein dagegen, das aufgrund seiner KĂŒstenlage vergleichsweise gute Windhöffigkeiten aufweist, wurden vor allem Anlagen in der Höhenklasse zwischen 81 und 140 Metern errichtet.[3]
Nicht alle neu installierten Anlagen stehen an neuen Standorten. Teilweise werden alte Anlagen abgebaut und durch leistungsstÀrkere ersetzt (Repowering). Innerhalb von Windparks sinkt dabei die Anzahl der Anlagen.
Weltweit war Ende 2011 eine Nennleistung von gut 238 GW installiert. Die höchste Leistung wies dabei in China mit rund 63 GW auf, danach folgten die USA mit 47 GW, Deutschland mit 29 GW, Spanien mit 21 GW und Indien mit 16 GW.[4]
Die Dichte der kinetischen Energie der Strömung steigt quadratisch mit der Windgeschwindigkeit v und hĂ€ngt zudem von der Luftdichte Ï ab:
Bei einer Windgeschwindigkeit von 8 m/s (â WindstĂ€rke 4 Bft) betrĂ€gt sie knapp 40 J/mÂł.
Diese Energie wird mit dem Wind herantransportiert. In der freien Strömung weit vor dem Rotor der Windkraftanlage betrÀgt die Leistungsdichte dieses Transports
im Beispiel also 320 W/mÂČ. Aufgrund dieses starken Anstiegs der Leistungsdichte mit der Windgeschwindigkeit sind windreiche Standorte besonders interessant.
Die LeistungsfĂ€higkeit eines Windrotors wird ĂŒblicherweise ausgedrĂŒckt, indem seine an die Welle abgegebene Leistung auf die RotorflĂ€che 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 kĂŒrzer werden und die Stromlinien ihre AbstĂ€nde zueinander vergröĂern, siehe Abbildung. Je stĂ€rker der Wind abgebremst wird, desto mehr strömt ungenutzt am Rotor vorbei. Das Optimum von 16/27 = 59,3 % wĂŒrde durch einen verlustlosen Rotor erreicht, der die Strömung durch einen Staudruck von 8/9 der Energiedichte des Windes auf 1/3 der Windgeschwindigkeit abbremst. Dieser maximale Leistungsbeiwert stellt keinen Wirkungsgrad dar, denn der Rest der bilanzierten Leistung geht nicht als AbwĂ€rme verloren, sondern befindet sich noch in der Strömung: 1/3 = 9/27 in den StromfĂ€den, die dem Rotor ausgewichen sind, 1/9 von 2/3 = 2/27 in der abgebremsten Luftmasse.
Wie alle Maschinen erreichen auch reale Windkraftanlagen das theoretische Maximum nicht. Aerodynamische Verluste ergeben sich durch Luftreibung an den BlĂ€ttern, durch Wirbelschleppen an den Blattspitzen und durch Drall im Nachlauf des Rotors. Bei modernen Anlagen reduzieren diese Verluste den Leistungsbeiwert von cP,Betz â 0,593 auf cP = 0,4 bis 0,5. Von den genannten 320 W/mÂČ sind also bis zu 160 W/mÂČ zu erwarten. Ein Rotor mit 113 m Durchmesser (10.000 mÂČ FlĂ€che) gibt dann 1,6 Megawatt an die Welle ab. Zur Berechnung der Leistung am Netzanschluss mĂŒssen zusĂ€tzlich noch die Wirkungsgrade aller mechanischen und elektrischen Maschinenteile berĂŒcksichtigt werden.
Der Leistungsbeiwert des Rotors wird beim Vergleich verschiedener Bauarten oft ĂŒberbewertet. Ein um zehn Prozent niedrigerer Leistungsbeiwert kann durch eine fĂŒnfprozentige Erhöhung des Rotordurchmessers ausgeglichen werden. FĂŒr den wirtschaftlichen Erfolg ist es von höherer Bedeutung, mit gegebenem Materialeinsatz eine möglichst groĂe RotorflĂ€che abzudecken. In dieser Hinsicht ist die heute ĂŒbliche Bauform â propellerartige Rotoren mit horizontaler Drehachse und wenigen BlĂ€ttern â anderen Bauformen ĂŒberlegen.[5]
Siehe auch: Statistik
Zur AbschĂ€tzung des Jahresertrages wird fĂŒr den Standort der Windkraftanlage die sogenannte mittlere Windgeschwindigkeit angegeben. Sie ist ein Durchschnittswert der ĂŒber das Jahr auftretenden Windgeschwindigkeiten. Die untere Grenze fĂŒr den wirtschaftlichen Betrieb einer Anlage liegt, abhĂ€ngig von der EinspeisevergĂŒtung, bei einer mittleren Windgeschwindigkeit von etwa 5â6 m/s. Dabei sind jedoch noch weitere Faktoren zu berĂŒcksichtigen.
Ein Windgutachten auf Basis der HĂ€ufigkeitsverteilung der Windgeschwindigkeit fĂŒr einen Standort dient der optimalen Wahl der Nennwindgeschwindigkeit (meist das 1,4- bis 2-fache der mittleren Windgeschwindigkeit) bzw. bei gegebenen Anlagendaten der AbschĂ€tzung der pro Jahr erzeugten Energie, branchenĂŒblich als Volllaststunden angegeben (Quotient der voraussichtlichen oder tatsĂ€chlich erreichten Jahresstrommenge zur installierten Leistung). Ăber Rechenprogramme[6] im Internet lĂ€sst sich der Ertrag bestimmter Anlagen unter zu wĂ€hlenden Bedingungen nĂ€herungsweise bestimmen. Aufschluss ĂŒber die tatsĂ€chlichen ErtrĂ€ge eines Standortes können jedoch nur auf Windmessungen basierende Windgutachten geben.
Da das Leistungsangebot mit der dritten Potenz der Windgeschwindigkeit steigt, ist es sinnvoll, die Anlage fĂŒr eine deutlich höhere als die mittlere Windgeschwindigkeit auszulegen. Ihre Nennleistung, manchmal auch als installierte Leistung bezeichnet, erreicht eine Windkraftanlage bei der Nennwindgeschwindigkeit. DarĂŒber wird die Leistung der Anlage konstant gehalten, um Ăberlastungen zu vermeiden. Bei sehr groĂen Windgeschwindigkeiten (Sturm) wird die Anlage ganz abgeschaltet (Details siehe unten im Abschnitt: Regelung und BetriebsfĂŒhrung).
Bei gegebenen Investitionskosten kann die Nennleistung auf Kosten der RotorflĂ€che erhöht werden oder umgekehrt. Eine Anlage mit höherer Nennleistung nutzt einen gröĂeren Teil des Energieangebotes aus, eine Anlage mit gröĂerem Rotor speist unterhalb der Nennwindgeschwindigkeit mehr Leistung in das Stromnetz ein. Bei Anlagen im Binnenland werden in Deutschland derzeit rund 2000 Volllaststunden erreicht, bei Anlagen in KĂŒstennĂ€he rund 2500 Stunden, und fĂŒr zukĂŒnftige Offshore-Anlagen werden 3800[7] Volllaststunden angegeben. Der Nordsee-Windpark Alpha Ventus hat mit realen 4.400 Volllaststunden die Erwartungen ĂŒbertroffen [8]. In anderen LĂ€ndern liegen die KapazitĂ€tsfaktoren z.T. höher. Tendenziell ist ein Trend zu höheren KapazitĂ€tsfaktoren erkennbar, ausgelöst durch gröĂere Nabenhöhen sowie einer höheren RotorflĂ€che pro kW installierter Leistung. Auch wurden in jĂŒngster Zeit von mehreren Herstellern Schwachwindanlagen mit besonders hoher FlĂ€chenleistung (ca. 4,5 mÂČ/kW) entwickelt, mit denen auch auf windschwĂ€cheren Standorten deutlich mehr Volllaststunden als oben angegeben erreicht werden können. Beispiele hierfĂŒr sind die fĂŒr Schwachwindstandorte optimierte Nordex N117 sowie die Siemens SWT 2.3-113, die auch fĂŒr mittlere Windgeschwindigkeiten (IEC IIb) zugelassen ist.
Optimiert wird ein Rotor fĂŒr den Bereich unterhalb der Nennleistung des Generators. Bei höherer Windgeschwindigkeit steht eher zu viel Leistung zur VerfĂŒgung. Eine fĂŒr die Auslegung jeglicher Strömungsmaschine wichtige Kennzahl ist die Schnelllaufzahl <math>\lambda</math> (lambda). Sie gibt das VerhĂ€ltnis der Umfangsgeschwindigkeit des Rotors zur (hier) Windgeschwindigkeit an. Bei gleicher Schnelllaufzahl scheinen sich groĂe Rotoren im Vergleich zu kleineren gemĂ€chlich zu drehen, kleinste drohen gar zu zerreiĂen. Moderne Dreiblattrotoren haben Schnelllaufzahlen von 6 bis 8. Das bedeutet, dass sich die Blattspitzen bei 40 km/h Windgeschwindigkeit mit 240â300 km/h quer zum Wind bewegen. Nebenstehende Abbildung zeigt die Geschwindigkeits-, Kraft- und WinkelverhĂ€ltnisse fĂŒr solch eine Schnelllaufzahl an einem Blattquerschnitt bei etwa 2/3 des Radius.
Niedrige Schnelllaufzahlen haben den Nachteil, dass das Drehmoment zunimmt (<math>\propto 1/\lambda</math>), was einen gröĂeren Generator oder ein krĂ€ftigeres Getriebe mit höherer Ăbersetzung nötig macht und den Wirkungsgrad senkt, weil der den Rotor durchsetzende Luftstrom in Rotation versetzt wird. Mit steigender Schnelllaufzahl sind weniger BlĂ€tter (<math>\propto 1/\lambda</math>) und weniger gesamte BlattflĂ€che (<math>\propto 1/\lambda^2</math>) notwendig, um die gesamte RotorflĂ€che gleichmĂ€Ăig abzuernten. Letzteres gilt wegen der ProportionalitĂ€t des Auftriebs zur BlattflĂ€che und zum Quadrat der Strömungsgeschwindigkeit â eine gröĂere BlattflĂ€che als nötig, bei geringerem Auftriebsbeiwert, wird vermieden, weil das zu erhöhtem Luftwiderstand fĂŒhren wĂŒrde. Zudem senkt eine kleinere WindangriffsflĂ€che der im Sturm stillgelegten Anlage die mechanische Belastung der gesamten Struktur, vom Rotor ĂŒber den Turm bis zum Fundament.
Sehr hohe Schnelllaufzahlen mit zwei oder gar nur einem Blatt sind aber nicht nur ungĂŒnstig, weil mit entsprechend flacherem Anströmwinkel ein immer kleinerer Anteil des aerodynamischen Auftriebs als Vortrieb wirksam wird, wĂ€hrend der Strömungswiderstand etwa gleich bleibt, sondern auch weil die Blatttiefe und -dicke und damit die mechanische StabilitĂ€t abnimmt. Zudem verursacht die höhere Blattgeschwindigkeit ĂŒberproportional mehr LĂ€rm. Dreiblatt-Rotoren sind schwingungstechnisch einfacher beherrschbar als Zwei- oder Vierblatt-Rotoren: Selbst wenn, wie heute ĂŒblich, die BlĂ€tter vor dem Turm laufen, sinkt doch durch den Luftstau vor dem Turm jeweils kurzzeitig der Anströmwinkel und damit der Auftrieb. Ein gegenĂŒberliegendes Blatt wĂŒrde aber gerade zu diesem Zeitpunkt maximal belastet, weil oben mehr Wind ist, so dass insgesamt ein stark wechselndes Kippmoment entstĂŒnde. Damit dieses nicht das Lager belastet oder den Turm in Schwingung versetzt, wurden bei groĂen Ein- und Zweiblatt-Rotoren die BlĂ€tter einzeln oder die ganze Nabe pendelnd gelagert.
WĂ€hrend bei sogenannten WiderstandslĂ€ufern, wie der persischen WindmĂŒhle, der Luftwiderstand genutzt wurde, der Wind also eine groĂe FlĂ€che langsam vor sich her trieb, bewegen sich die schmaleren, profilierten RotorblĂ€tter der modernen AuftriebslĂ€ufer viel schneller und quer zum Wind, gegen den sie den notwendigen Staudruck durch dynamischen Auftrieb aufbauen. So lĂ€sst sich mit geringerem Materialaufwand eine groĂe FlĂ€che abernten. Besonders bei kleineren Windgeneratoren ist dieses Prinzip durch verschiedene Bauformen verwirklicht worden, darunter auch einfache Versionen der im folgenden Kapitel ausfĂŒhrlich besprochenen eigentlichen Windkraftanlagen, also Bauformen mit einem sternförmigen Rotor mit wenigen, meist drei, BlĂ€ttern, welche vor einem Mast oder Turm um eine horizontale Achse rotieren (HAWT nach engl. horizontal axis wind turbine). Der fĂŒr diese Anlagen nötige aktive WindnachfĂŒhrungsmechanismus entfĂ€llt bei den sogenannten LeelĂ€ufern, bei denen der Rotor hinter dem Turm lĂ€uft: Der Wind dreht den Rotor automatisch in die richtige Richtung. Eine solche passive WindnachfĂŒhrung erschwert allerdings die Sturmsicherung. Ein weiterer Nachteil sind die StöĂe beim Queren der BlĂ€tter durch den Windschatten des Turmes. Das verursacht LĂ€rm, MaterialermĂŒdung und (bei direkter Einspeisung) Störungen im Stromnetz.
AuftriebslĂ€ufer 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 BlĂ€tter beim Umlauf einen Zylindermantel bilden. Bei einer vertikal stehenden Rotationsachse muss der Rotor der Windrichtung nicht nachgefĂŒhrt werden. Allerdings stehen die BlĂ€tter in Teilbereichen des Umlaufs ungĂŒnstig zur Strömung, die BlattflĂ€che muss entsprechend vergröĂert 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 erklĂ€rt den geringen Marktanteil.
Eine Bauform des H-Darrieus-Rotors mit wendelförmig gebogenen BlĂ€ttern hat ein gleichmĂ€Ăigeres 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 kĂ€me âfĂŒr stromerzeugende Windkraftanlagen nicht in Frageâ.[9]
Eine Windkraftanlage besteht im Wesentlichen aus einem Rotor mit Nabe und RotorblĂ€ttern sowie einer Maschinengondel, die den Generator und hĂ€ufig 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 Ăberwachungs-, Regel- und Steuerungssysteme sowie die Netzanschlusstechnik in der Maschinengondel und im FuĂ oder auĂerhalb des Turmes.
Die RotorblĂ€tter sind elementarer und prĂ€gender Bestandteil einer Windkraftanlage. Mit ihnen wird die Windenergie der Luft entnommen und dem Generator zugefĂŒhrt. Sie sind fĂŒr einen Teil der BetriebsgerĂ€usche verantwortlich. Deshalb werden sie nicht nur stets auf einen höheren Wirkungsgrad, sondern auch auf GerĂ€uschminderung hin optimiert. Die Rotordurchmesser bei den heute ĂŒblichen AnlagengröĂen liegen etwa zwischen 40 und 90 Meter mit Trend zu gröĂeren Durchmessern. Aktueller Spitzenreiter (Januar 2009) ist die Enercon E-126 mit einem Rotordurchmesser von 127 Meter.
Moderne RotorblĂ€tter bestehen in der Regel aus glasfaserverstĂ€rktem Kunststoff und werden in Halbschalen-Sandwichbauweise mit Versteifungsholmen oder -stegen im Inneren hergestellt. Vermehrt kommen bei langen RotorblĂ€ttern auch Kohlenstofffasern zum Einsatz, vor allem bei hohen Belastungen ausgesetzten Starkwind- und Offshore-Anlagen, aber ebenfalls bei Schwachwindanlagen mit groĂen Rotordurchmessern. Die RotorblĂ€tter sind mit einem Blitzschutzsystem ausgerĂŒstet, das die Entladung an die Erdung des Maschinenhauses abgibt.
Ein mögliches PhĂ€nomen an den BlĂ€ttern ist Eisbildung. Sie mindert den Wirkungsgrad, da sie die Form und damit das aerodynamische Profil der BlĂ€tter verĂ€ndert. Auch Unwucht des Rotors ist eine Folge. Herabfallende Eisbrocken stellen eine Gefahr unterhalb der RotorblĂ€tter und in der nĂ€heren Umgebung dar. Eisabbruch wurde schon mehrfach dokumentiert, jedoch keine Personen- oder SachschĂ€den, 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 Ănderung 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 RotorblĂ€tter einiger Firmen können mit einer Rotorblattheizung ausgerĂŒstet werden. Diese soll Eisansatz an BlĂ€ttern vermindern beziehungsweise das Abtauen beschleunigen. Die Heizung hat eine Leistung im ein- bis zweistelligen Kilowattbereich pro Rotorblatt, was jedoch wenig ist gegenĂŒber 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 RotorblĂ€tter gepumpt, so dass die AbwĂ€rme von Generator und Stromwandler genutzt wird.
Die WindrichtungsnachfĂŒhrung erfolgt bei modernen Anlagen durch Stellmotoren (auch Azimutantrieb oder Giermotoren genannt). Die Windrichtung wird dabei ĂŒber 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 natĂŒrliche DĂ€mpfung von Gleitlagern wird genutzt. Bei Bewegungen um die Hochachse wirken starke Widerstandsmomente auf den Rotor und die ĂŒbrige Struktur ein. Die WindrichtungsnachfĂŒhrung erfolgt daher langsam und stark gedĂ€mpft.
Die elektrische Anbindung der Gondel (Steuersignale und erzeugter Strom an der Turminnenseite nach unten) erfolgt ĂŒber 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 fĂŒnf (anlagenabhĂ€ngig) von der Mittelstellung begrenzt. Ein VerwindungszĂ€hler kontrolliert diese Position und sorgt bei Bedarf fĂŒr Entdrillung, wobei sich die Gondel bei stehendem Rotor ein paar Mal um die Hochachse dreht.
FĂŒr die Umwandlung mechanischer in elektrische Leistung werden Drehstrom-Asynchron- oder -synchron-Generatoren eingesetzt. Der Generator und ein eventuelles Getriebe werden auf Lebensdauer, Gewicht, GröĂe, Wartungsaufwand und Kosten optimiert. Ein weiterer Parameter ist die Polpaarzahl des Generators, womit das ĂbersetzungsverhĂ€ltnis eines eventuellen Getriebes festgelegt ist.
Die Drehzahl des Generators (und damit des Rotors) kann konstant, zweistufig (fĂŒr 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 KurzschlusslĂ€ufer. 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 LĂ€uferdrehzahl (Drehzahl der Generatorwelle) ĂŒber der der synchronen Drehzahl (im Motorbetrieb darunter, daher der Name Asynchronmaschine).
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 ĂŒber einen weiten Drehzahlbereich an die Turbine anpassbar sind und so einen hohen Wirkungsgrad zeigen. Das ist beispielsweise mit doppelt gespeisten Asynchronmaschinen mit SchleifringlĂ€ufer und lĂ€uferseitigem 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 â sie können mit der Drehzahl des Rotors betrieben werden. Allerdings wird dies mit Nachteilen erkauft: einem vergröĂerten Generatordurchmesser (nennleistungsabhĂ€ngig ungefĂ€hr zwischen drei und zwölf Meter, letzterer fĂŒr Enercon E-112) und einem folglich höheren Generatorgewicht. Auch muss die mit der Drehzahl des Rotors schwankende Frequenz der erzeugten Spannung zunĂ€chst in Gleichstrom umgeformt (gleichgerichtet) und dann mit einem netzgefĂŒhrten Wechselrichter wieder in einen Wechselstrom umgeformt werden, um mit den gewĂŒnschten 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 NetzvertrĂ€glichkeit.
Kaskadenmaschinen, die bei Windkraftanlagen als Generator eingesetzt werden, haben Umrichter, die leistungsmĂ€Ăig zwischen jenen der Synchron- und Asynchongeneratoren liegen, und verbinden ansonsten die Vorteile beider Systeme: Geringer Wartungsaufwand, da bĂŒrstenlos, und keine teuren Permanentmagnete.
Die Art der Bremse hĂ€ngt 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 leistungsfĂ€hig sein. Teilweise wird sie auch als Betriebsbremse eingesetzt, um die Rotordrehzahl bei Windböen innerhalb der Toleranzen zu halten. Hierzu kommen meist groĂe Scheibenbremsen zum Einsatz. Anlagen mit aktiver Stallregelung und Pitchregelung können die RotorblĂ€tter aus dem Wind drehen und aerodynamisch abbremsen. Eine mechanische Bremsanlage fĂ€llt dann kleiner aus oder kann sogar ganz entfallen. Alle Anlagen mĂŒssen mit zwei voneinander unabhĂ€ngigen Bremssystemen ausgerĂŒstet sein. Dazu zĂ€hlen auch unabhĂ€ngig voneinander verstellbare RotorblĂ€tter.
Zertifizierungsgesellschaften wie z. B. der Germanische Lloyd setzen Vorgaben fest fĂŒr die Teile des Antriebsstranges in Bezug auf GerĂ€usche, Schwingungsverhalten und Lastprofile. Dies ist von groĂer Bedeutung, da diese Teile auĂergewöhnlichen Beanspruchungen unterliegen.
Die elektrische AusrĂŒstung lĂ€sst sich in den Generator, in das System zur Netzeinspeisung und in das Steuer- und Ăberwachungssystem fĂŒr den Anlagenbetrieb unterteilen.
Bei den Ă€lteren, drehzahlstarren Anlagen ist der Generator, teils mit Zwischentransformator zur Spannungsanpassung, direkt an das öffentliche Stromnetz gekoppelt â er lĂ€uft mit Netzfrequenz. Bei einem Asynchrongenerator mit KurzschlusslĂ€ufer 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) stĂ€ndig. Deshalb wird er mit einem Gleichrichter in Gleichstrom umgewandelt, gefiltert und in einem Wechselrichter in Wechselstrom zurĂŒckverwandelt.
Bei beiden Generatorvarianten wird die Spannung zuletzt auf die in den jeweiligen Mittelspannungsnetzen ĂŒbliche Netznennspannung transformiert. Die Windkraftanlage wird ĂŒber Messwandler zur Ermittlung der ĂŒbertragenen Leistungen und Leistungsschalter mit dem öffentlichen Stromnetz verbunden. Anlagen mit einer Spitzenleistung von mehr als 100 kW mĂŒssen zur Sicherung der NetzstabilitĂ€t die Mittelspannungsrichtlinie erfĂŒllen. Nur Kleinstanlagen speisen in regionale Niederspannungsnetze ein.
Einspeisungen von Windkraftanlagen in das Bahnstromnetz wurden bisher nicht realisiert.
Den oft befĂŒrchteten âStromĂŒberlaufâ, also eine SpannungsĂŒberhöhung 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 stĂŒtzen. AuĂerdem werden die NetzkapazitĂ€ten langsam den neuen Stromanbietern angepasst. Neuere Windparks sind auch in ihrer Gesamtheit regelbar.
Ein weiterer wichtiger Teil ist die Sensorik zur Anlagensteuerung und -ĂŒberwachung. Die Windkraftanlagen besitzen eine permanente Ăberwachung ihrer mechanischen Komponenten, um VerĂ€nderungen zu erkennen und Schadensereignissen durch rechtzeitige MaĂnahmen vorbeugen zu können (z. B. mittels Schwingungsdiagnose). Die Versicherer von Windkraftanlagen fordern solche FernĂŒberwachungs- oder auch Condition-Monitoring-Systeme, wenn die Anlagen gĂŒnstig versichert werden sollen.
Die Anlagen sind an ein Ferndiagnosenetz angeschlossen, das alle Werte und BetriebszustĂ€nde und eventuelle Störungen an eine Zentrale ĂŒbermittelt. Diese koordiniert alle Wartungsarbeiten. Die wichtigsten Kenndaten einer Windkraftanlage können in speziellen Internetangeboten den EigentĂŒmern zur Ansicht gestellt werden. Es gibt auch Systeme, die die EigentĂŒmer zusĂ€tzlich beim Anfahren, Abschalten oder bei Störungen per SMS informieren.
Der Turm, auf den die bis zu mehreren hundert Tonnen schwere Maschinengondel montiert wird, ist ein hochbelastetes technisches Bauteil. Er muss unter allen Betriebsbedingungen den Schwingungen der Gondel und den auftretenden WindkrĂ€ften sicher widerstehen. Die Berechnung der TĂŒrme erfolgt fĂŒr die vorgesehene Lebensdauer der Anlage. Vorhandene TĂŒrme können daher nach Ablauf dieser Lebensdauer in der Regel nicht weiter als TrĂ€ger fĂŒr modernere Anlagengenerationen genutzt werden und werden beim Abbau der Anlage mit demontiert.
Die Höhe des Turmes ist ein entscheidender Faktor fĂŒr den Ertrag einer Windkraftanlage, da in höheren Luftschichten die durch Bodenrauigkeit (Bebauung und Flora) hervorgerufen Turbulenzen wesentlich verringert sind und der Wind somit stĂ€rker und gleichmĂ€Ăiger weht. WĂ€hrend an KĂŒstenstandorten schon relativ kleine TĂŒrme 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 fĂŒr die gleiche Anlage an.
Am hĂ€ufigsten wurden im Jahr 2010 Windkraftanlagen mit einer Nabenhöhe zwischen 100 und 120 m Höhe errichtet, dieser Gruppe gehörten 34,5 % aller in Deutschland installierten Turbinen an.[10] Die Gruppe 81â100 m stellte 20,0 % der installierten WindrĂ€der, weitere 24,7 % entfielen auf den Bereich 61â80 m. WindrĂ€der mit 60 m Nabenhöhe und weniger waren mit 4,2 % an den Gesamtzubauten unbedeutend. 16,6 % der WindrĂ€der hatten gröĂere Nabenhöhen als 120 m, sodass etwa die HĂ€lfte der im Laufe des Jahres 2010 installierten WindrĂ€der eine Nabenhöhe von ĂŒber 100 m hatte.
StahltĂŒrme bestehen meist aus zwei bis vier lĂ€ngeren Kegelstumpfröhren, die mit Flanschverbindungen verschraubt werden. Die WandstĂ€rken betragen 20 bis 40 Millimeter. Auch das VerschweiĂen der Röhren auf der Baustelle ist möglich.[11] Die 100-Meter-TĂŒrme wurden danach in einem StĂŒck aufgerichtet und mit dem Fundament verschweiĂt. Vorteil dieser Variante ist der Wegfall der Schraubflansche. Es handelte sich jedoch noch um Prototypen.
Allerdings ist die Höhe von StahltĂŒrmen dieser Bauart begrenzt, da der TurmfuĂ aus statischen GrĂŒnden mit wachsender Turmhöhe breiter werden muss. Weil die einzelnen Stahlturmröhren aber im Regelfall als ein StĂŒck im Werk hergestellt und transportiert werden, können die Stahlröhren nicht breiter bzw. höher als 4,20 m werden, um einen StraĂentransport zu ermöglichen. Als Alternativen bieten sich StahlbetontĂŒrme an. StahlbetontĂŒrme können mit einer Gleitschalung, auch Ortbeton-Turm genannt, gebaut werden, da der Turm âvor Ortâ errichtet wird. Der Bau von StahlbetontĂŒrmen in Fertigteilbauweise ist ebenfalls möglich. Dabei werden vorgefertigte Elemente, die im Regelfall im Grundriss in zwei oder mehr Kreissegmente geteilt sind, auf der Baustelle aufeinandergesetzt und mit Spannstahl vorgespannt (Spannbeton). Die Spannglieder können in HĂŒllrohren im Inneren der Betonschale verlaufen oder auch auf der Innenseite des Turms. Letztere Variante hat den Vorteil, dass einzelne Spannglieder leicht ausgetauscht werden können, denn die HĂŒllrohre in der Wandung werden nach dem Spannen oft mit einem dĂŒnnflĂŒssigen Verpressmörtel verschlossen. HybridtĂŒrme, bestehend aus einem unteren Stahlbetonabschnitt und einem aufgesetzten Stahlturm, kommen auch zur Anwendung.
Es kann auch der Raum zwischen einem stĂ€hlernen Innen- und AuĂenrohr durch pumpfĂ€hige Elastomere, Epoxidharze oder Vergussmörtel vom TurmfuĂ aufsteigend verfĂŒllt werden. Solch ein Sandwichturm verspricht eine höhere SchalenstabilitĂ€t und TragfĂ€higkeit[12] und die dĂŒnneren Bleche können leicht aus LĂ€ngssegmenten vor Ort geschweiĂt werden.
Eine weitere Turmvariante ist der Gittermast. Auch die Verwendung abgespannter Masten ist möglich. In beiden FÀllen ist die GefÀhrdung von Vögeln zu bedenken. Bei Anlagen in WÀldern ist eine Abspannung bis in Höhe der Baumwipfel unkritisch und Tragwerke aus Holz wÀren besser sichtbar. Auch verkleidete Holzkonstruktionen wurden geplant.[13]
Bei kleineren Anlagen (bis ca. 500 kW) wurden zum Teil TĂŒrme mit AuĂenaufstieg, also einer Leiter auĂen am Turm, verwendet. Dies erlaubte eine schlankere Gestaltung der TĂŒrme, da dann das Innere nicht begehbar sein musste. GröĂere Anlagen werden, mit Ausnahme von Gittermasten, grundsĂ€tzlich innerhalb des Turmes bestiegen. GroĂe TĂŒrme (ĂŒber 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.
Die Windkraftanlage muss sicher im Boden verankert werden. An Land wird am hĂ€ufigsten eine FlachgrĂŒndung gewĂ€hlt. 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 GelĂ€ndeoberkante. Bei inhomogenen BodenverhĂ€ltnissen kann vor dem Fundamentbau ein Bodenaustausch zur Verbesserung der TragfĂ€higkeit notwendig sein. Stehen in der GrĂŒndungsebene nur sehr weiche Böden an, dann werden PfĂ€hle in tragfĂ€higere Schichten gebohrt oder gerammt und deren gekappte Köpfe mit der Fundamentbewehrung verflochten (PfahlgrĂŒndung oder TiefgrĂŒndung). Da die PfĂ€hle Druck- und ZugkrĂ€fte abtragen können, sind Pfahlkopf-Fundamente in der Regel kleiner als FlachgrĂŒndungs-Fundamente.
FĂŒr die GrĂŒndung von Offshorebauwerken gibt es verschiedene bewĂ€hrte Verfahren. So kann die Windkraftanlage auf einen dreibeinigen FuĂ (Tripod), auf ein Bucket-Fundament oder auf einen einzelnen Mast (Monopile; pile: englisch fĂŒr 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 KrĂ€fte, die auf eine Windkraftanlage einwirken, ohne weitere Verankerungen am Seeboden aufnehmen können.
Es gibt Konzepte, eine Windkraftanlage auf Schwimmkörper zu stellen und nur diese ĂŒber Stahlseile am Meeresboden zu verankern. Eine solche schwimmende Windkraftanlage könnte an besonders windreichen Standorten, in bisher nicht nutzbaren tieferen GewĂ€ssern, aufgestellt werden.
Bei einer versicherten Windkraftanlage ist in der Regel eine Feuerlöschanlage vorhanden, um BrÀnde in der Mechanik und Elektronik bekÀmpfen zu können.
Im Windpark Holtriem bei Westerholt gibt es eine Windkraftanlage vom Typ E-66, die mit einer Aussichtsplattform ausgerĂŒstet ist. Ăber 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 Ăsterreich und in GroĂbritannien bei Swaffham (Norfolk).
Manche Windkraftanlagen dienen auch als Standort fĂŒr Sendeantennen von Funkdiensten mit kleiner Leistung im Ultrakurzwellen-Bereich wie dem Mobilfunk.
An vereisungsgefÀhrdeten Standorten werden die Anlagen mit entsprechenden Instrumenten, Sensoren und Heizungen versehen. Vereisungsgefahr beeinflusst die Auslegung, Wirtschaftlichkeit und Sicherheit der Anlage.
Windkraftanlagen auf dem offenen Meer sind, wie alle Offshore-Installationen, durch die aggressive, salzhaltige Meeresluft stark korrosionsgefĂ€hrdet. Es werden daher zusĂ€tzliche SchutzmaĂnahmen ergriffen. Dazu zĂ€hlt unter anderem die Verwendung meerwasserbestĂ€ndiger Werkstoffe, Verbesserung des Korrosionsschutzes und die vollstĂ€ndige Kapselung bestimmter Baugruppen.
Zum Aufbau, beim Austausch von Komponenten und bei der Wartung vor Ort muss auf die Offshore-Bedingungen RĂŒcksicht 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 ungĂŒnstigen Bedingungen können sie selbstverstĂ€rkend wirken, so dass ihr Auftreten ebenfalls in der Konstruktion und BetriebsfĂŒhrung berĂŒcksichtigt werden muss.
Da deutsche Windkraftanlagen nicht in der NĂ€he der KĂŒste, sondern in der Regel in der AusschlieĂlichen Wirtschaftszone des deutschen Festlandsockels weit drauĂen 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 KĂŒste bedarf besonderer MaĂnahmen. Es werden Hochspannungsleitungen als Seekabel verlegt.
Windkraftanlagen können fĂŒr verschiedene Windklassen zugelassen werden. International ist die Normung der IEC (International Electrotechnical Commission) am gelĂ€ufigsten. In Deutschland gibt es zudem die Einteilung des Deutschen Institutes fĂŒr Bautechnik (DIBt) in Windzonen. Die IEC-Windklassen spiegeln die Auslegung der Anlage fĂŒr windstarke oder windschwache Gebiete wider. Charakteristisch fĂŒr Schwachwindanlagen sind gröĂere Rotordurchmesser bei gleicher Nennleistung. Mittlerweile existieren Anlagen, die pro kW Nennleistung 4â5 mÂČ RotorflĂ€che aufweisen, wĂ€hrend gĂ€ngige Starkwindanlagen bei 1,5â2,5 mÂČ pro kW Nennleistung liegen. Oft haben Schwachwindturbinen ein angepasstes Blattprofil und eine gröĂere 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.
| 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 |
FĂŒr die Regelung der Anlagen existieren verschiedene Konzepte, die sich zum Teil auch auf die Anlagenkonstruktion und deren Bestandteile auswirken.
Die Windkraftanlagen werden von der Regelelektronik bei ertragsversprechenden Windgeschwindigkeiten (Anlaufwindgeschwindigkeit) angefahren und bei zu groĂen Windgeschwindigkeiten (Abschaltwindgeschwindigkeit) wieder abgeschaltet. Die Windgeschwindigkeit kann dabei von der Steuerung ĂŒber das Anemometer ermittelt oder aus der Drehzahl des Rotors und der abgegebenen Leistung abgeleitet werden.
Ist die Windgeschwindigkeit fĂŒr einen wirtschaftlichen Betrieb zu gering, wird die Anlage in Leerlauf- bzw. Trudelzustand versetzt. Dabei werden die BlĂ€tter bei Anlagen mit Pitchregelung in Segelstellung gedreht, Anlagen mit Stallregelung werden als ganzes (Rotor mit Gondel) aus dem Wind gedreht. Ein Festsetzen des Rotors wĂŒrde die Lager mehr belasten als der Trudelbetrieb mit leichter Bewegung. Der Generator beziehungsweise der Wechselrichter wird vom Stromnetz getrennt. Die Steuerelektronik und die Stellantriebe fĂŒr Rotorblattverstellung und WindrichtungsnachfĂŒhrung beziehen dann ihre Energie aus dem Netz. Die Anlagen besitzen auch eine Notstromversorgung, um bei Netzausfall ein sicheres Abschalten (BlĂ€tter in Segelstellung drehen oder bremsen) zu gewĂ€hrleisten.
Ab einer Windgeschwindigkeit von 2â4 m/s (WindstĂ€rke 2â3 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 AbsĂ€tze) betrieben.
Bei sehr groĂen Windgeschwindigkeiten (typische Abschaltgeschwindigkeit 25â35 m/s, WindstĂ€rke 10â12 Bft) wird die Anlage abgeschaltet, um SchĂ€den durch mechanische Ăberbelastung zu vermeiden. Pitchgeregelte Anlagen drehen ihre BlĂ€tter 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 RotorblĂ€tter so verstellt, dass die Anlage in einem sicheren Betriebszustand verbleibt. Sie sorgt auch fĂŒr ein âsanfteresâ Ab- und wieder Zuschalten der Anlage, wenn der zu starke Wind ein wenig schwĂ€cher wird. Das schont das Spannungsniveau im Stromnetz.[14][15]
Unterschiedliche GrĂŒnde können dazu fĂŒhren, dass eine Windkraftanlage vom Netz genommen werden muss:
Eine Windkraftanlage arbeitet optimal, wenn die Rotordrehzahl auf die Windgeschwindigkeit abgestimmt ist. Dabei muss auf die Kombination der Regelkonzepte fĂŒr Rotor (Stall, aktiver Stall oder Pitch) und Generator (drehzahlkonstant, zweistufig oder variabel) RĂŒcksicht genommen werden.
Beim nicht verstellbaren Rotorblatt wird mit âpassiver Stallregelungâ oberhalb der Wind-Nenngeschwindigkeit durch Strömungsabriss die Drehzahl begrenzt. âStallregelungâ bedeutet, dass die RotorblĂ€tter bis weit ĂŒber dem Anstellwinkel fĂŒr Maximalauftrieb (Anstellwinkel ca. +15°) betrieben werden (siehe FlĂŒgelprofil). Diese âRegelungâ wird wegen ihrer groĂen Nachteile bei Windkraftanlagen (WKA) ĂŒber 500 kW Leistung nicht mehr verwendet. Mit der ebenfalls nicht mehr aktuellen âaktiven Stallregelungâ (verstellbare RotorblĂ€tter) konnte die Drehzahl besser konstant gehalten werden. Heute wird praktisch nur noch die aktive Pitchregelung eingesetzt. Dies bedeutet, dass die RotorblĂ€tter nur noch im Anstellwinkelbereich von Nullauftrieb bis Maximalauftrieb gesteuert werden (Anstellwinkel ca. â5° bis +15°). Aktive Stellmotoren Ă€ndern den Anstellwinkel des Rotorblattes in AbhĂ€ngigkeit von Windgeschwindigkeit und Generatorlast. Der Generator bringt ein Gegenmoment zum Rotor auf. Bei mehr Einspeisung ins Netz, bremst er mehr.
Drehzahlvariable, pitchgeregelte Anlagen stellen heute den Stand der Technik im Windkraftanlagenbau dar.
Es wird zwischen zwei BetriebszustÀnden unterschieden: der Drehzahlregelung im Teillastbetrieb (Momentenregelung) und der Drehzahlregelung im Volllastbetrieb (Pitchregelung).
Diese Windkraftanlagen besitzen keine mechanische Betriebsbremse, sondern werden bei Abschaltungen ĂŒber die Pitchregelung angehalten und nur zu Wartungsarbeiten festgesetzt.
Dieser Anlagentyp wurde auch als âDĂ€nisches Konzeptâ 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 RotorblĂ€ttern, der sein Drehmoment ĂŒber ein Stirnradgetriebe an den Generator weiterleitet. Der Generator lĂ€uft netzsynchron, mit der Windgeschwindigkeit steigt der Anströmwinkel am Profil der BlĂ€tter. In der Folge steigt das Drehmoment ĂŒberproportional.
Stallregelung bedeutet nun, dass die Anlagen so ausgelegt waren, dass vor Erreichen des maximalen Drehmomentes des Generators die Strömung abreiĂt. Dieser so genannte Stalleffekt bringt jedoch starke GerĂ€uschentwicklungen mit sich.
Durch die Anwendung der Dahlander-Polumschaltung am Generator können zwei Drehzahlen im VerhÀltnis 1:2 gefahren werden, um den Teillast- und Volllastbereich abzudecken.
Dieser Anlagentyp ist maĂgeblich fĂŒr den schlechten Ruf der Windkraftanlage in Bezug auf die NetzvertrĂ€glichkeit 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 fĂŒhren. Dieses Manko konnte erst durch drehzahlvariable Anlagen mit einem Wechselrichter behoben werden. Viele dieser Anlagen verfĂŒgen ĂŒber eine mechanische Betriebsbremse, eine groĂe Scheibenbremse zwischen Getriebe und Generator, die bei Ăberdrehzahl 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 selbststÀndig anzulaufen. Daher wurde bei nicht ausreichender Windgeschwindigkeit der Generator kurz als Motor verwendet, um den Rotor in Drehung zu versetzen.
Windkraftanlagen mit aktiver Stallregelung sind der Versuch, das Konzept der Stallregelung und des netzsynchronen Betriebs ohne teureren Gleich- und Wechselrichter auch auf gröĂere Anlagen bis in den Megawattbereich zu ĂŒbertragen. Bei diesen Anlagen lĂ€sst sich der Strömungsabriss an den RotorblĂ€ttern zusĂ€tzlich ĂŒber 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 BlĂ€tter mit der Hinterkante nach vorn gedreht werden. Die Anlage muss dann nicht aus dem Wind geschwenkt werden.
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 Àsthetischen Bewertung von Windkraftanlagen spielen subjektives Empfinden, Gewöhnung und gesellschaftliche Einstellungen eine wichtige Rolle.
Schon Anfang der 1980er-Jahre wurde bei der deutschen Versuchsanlage Growian darĂŒber diskutiert, ob vermehrt Vögel an schnell rotierenden FlĂŒgeln zu Schaden kommen könnten. Zum AusmaĂ dieser FĂ€lle von Vogelschlag gibt es kontroverse Untersuchungen. Nach einer Studie des NABU von 2005 starben in Deutschland jĂ€hrlich 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 schĂ€tzt, dass fĂŒnf bis zehn Millionen Vögel durch StraĂenverkehr und Stromleitungen sterben.[17] Die ElektrizitĂ€tswirtschaft rechnet mit 400 bis 700 âDrahtflugopfernâ pro Jahr und Kilometer Hochspannungsleitung.[18] Der NABU wertete 127 internationale Studien aus und kam zum Schluss, dass die meisten in Deutschland vorkommenden Vogelarten nicht gefĂ€hrdet seien. Nur im Hinblick auf den Rotmilan und den Seeadler bestehe eine Problematik.[19][20][21]
In der Zeitschrift Nature schrieben US-Wissenschaftler, dass die Zahl getöteter Vögel durch Windkraftanlagen im Allgemeinen vernachlĂ€ssigbar sei. Hauskatzen wĂŒrden âmehrere Millionenâ Vögel pro Jahr erlegen, wĂ€hrend an WindrĂ€dern nur mehrere tausend verenden. Nur fĂŒr einige Greifvögel-Populationen bestehe in kritischen Durchzugsgebieten signifikante Gefahr.[22] So wurden z.B. in 140 Windparks in Nordspanien mit zusammen 4.083 Windkraftanlagen im Zeitraum von 2000 bis 2006 732 getötete GĂ€nsegeier gefunden.[23] Damit lag zwar die GesamtmortalitĂ€t 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, dafĂŒr gröĂere Anlagen zu ersetzen. GroĂe Anlagen mit ihren niedrigeren Drehzahlen sind fĂŒr die Tiere besser kalkulierbar.[24]
Es ist bekannt, dass FledermĂ€use an Windkraftanlagen verunglĂŒcken können. ZunĂ€chst wurde dieses PhĂ€nomen in den Vereinigten Staaten sowie in Australien beobachtet. Inzwischen laufen auch in Europa eine Reihe von Untersuchungen, die versuchen, Umfang und HintergrĂŒnde zu ermitteln. In Deutschland sind bislang 13 Fledermausarten (Stand November 2005) an den Anlagen verunglĂŒckt, es fehlen jedoch verlĂ€ssliche ZĂ€hlungen. WĂ€hrend der Zugzeit im August und September kommt es vermehrt zu Kollisionen. Betroffen sind vor allem Arten, die im freien Luftraum jagen oder ĂŒber groĂe Strecken ziehen, wie der GroĂe Abendsegler, die BreitflĂŒgelfledermaus, der Kleine Abendsegler oder die Zweifarbfledermaus. Einige Standorte, etwa im Wald oder in dessen NĂ€he, sind besonders schlagtrĂ€chtig. Auch bestimmte Witterungsbedingungen â Temperatur, Windgeschwindigkeit â begĂŒnstigen den Fledermausschlag. FledermĂ€use sind in Deutschland nach dem Bundesnaturschutzgesetz âstreng geschĂŒtzteâ Tiere. Um Kollisionen mit FledermĂ€usen zu vermeiden, können verschiedene Strategien verfolgt werden. Dazu zĂ€hlen der Verzicht auf besonders gefahrentrĂ€chtige Standorte oder auch das Abschalten der Anlagen zu bestimmten Jahreszeiten oder Witterungsbedingungen (Windgeschwindigkeiten). Voraussetzung hierfĂŒr ist jedoch, dass die FledermausaktivitĂ€t 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.[25][26]
2011 erschien eine umfangreiche deutsche Studie zum Thema 'FledermÀuse und Windkraft'.[27]
Eine britische Studie legt nahe, dass das helle Grau, mit dem Windkraftanlage ĂŒblicherweise 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 FledermĂ€use wĂŒrden durch diese MaĂnahme weniger Beute finden und damit auch weniger angezogen werden, was einem passiven Schutz vor den RotorblĂ€ttern gleichkommt.[28][29]
Der ĂŒberwiegende Anteil heute installierter Windkraftanlagen befindet sich auf landwirtschaftlich genutzten FlĂ€chen. Direkt benötigt wird nur die StandflĂ€che der Windkraftanlage und ein Zuweg fĂŒr die Montage und Wartung. Zudem ist in einem gewissen Umkreis manch alternative FlĂ€chennutzung ausgeschlossen. Das BImSchG verlangt zwar keinen Meterabstand, aber einen Schallabstand: Nachts dĂŒrfen an der nĂ€chsten 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 genieĂen. Man kann den Anlagen einen Teil der Hochspannungstrassen (fĂŒr den Transport der elektrischen Energie) zurechnen; man kann aber auch â im Sinne einer Teilkostenrechnung argumentieren, dass nur Hochspannungsstrecken, die speziell wegen Windkraftnutzung zusĂ€tzlich gebaut wurden, betrachtet werden.
In Deutschland wird dieses Problem mit einem FlĂ€chennutzungsplan und in Ăsterreich mit einem FlĂ€chenwidmungsplan angegangen, so dass auch ein âWildwuchsâ von Einzelanlagen vermieden wird. Wurden in einem FlĂ€chennutzungsplan so genannte VorrangflĂ€chen fĂŒr die Windenergie festgelegt, sind diese fĂŒr die Windkraftanlagen zu nutzen. Die Errichtung an einem anderen Standort innerhalb der Gemeinde oder des Kreises ist dann unzulĂ€ssig.
Nach dem von der Agentur fĂŒr Erneuerbare Energien vorgelegten Potenzialatlas 2009 kann die Windenergie an Land auf 0,75 Prozent der LandesflĂ€che ein FĂŒnftel des deutschen Strombedarfs decken.[30]
Um die erheblich stĂ€rkeren Winde auf See nutzen zu können, werden in Deutschland zahlreiche Offshore-Windparks geplant. Andere europĂ€ische LĂ€nder (DĂ€nemark, Schweden, GroĂbritannien) haben bereits zahlreiche nahe der KĂŒste liegende (âNearshoreâ) Windparks errichtet. BefĂŒrchtet werden beispielsweise Kollisionen mit vom Kurs abgekommenen Schiffen und eine BeeintrĂ€chtigung der Meeresökologie (vornehmlich durch GerĂ€uschentwicklung unter Wasser wĂ€hrend des Fundamentbaus). Unsicher sind die Auswirkungen von Offshore-Windparks auf MeeressĂ€uger wie Delfine und Schweinswale. Mögliche Naturschutzbedenken werden bei den Standortplanungen der Parks berĂŒcksichtigt. Die Verlegung von Kabeln von den Offshore-Windparks zum Land könnte zu BaumaĂnahmen im Wattenmeer fĂŒhren, das fast komplett als BiosphĂ€renreservat 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 niederlĂ€ndische Wissenschaftler zu dem Ergebnis, dass sich der fertig errichtete Windpark weitgehend positiv auf die Tierwelt auswirkt. Die BiodiversitĂ€t innerhalb des Windparks sei gröĂer als in der Nordsee, auch könnten Meerestiere in dem Windpark RuhestĂ€tten und Schutz finden. Negative Auswirkungen gab es dagegen nur wĂ€hrend des Baus, auĂerdem wĂŒrden einige auf Sicht jagende Vögel den Windpark meiden, andere Vogelarten jedoch fĂŒhlten sich durch den Windpark nicht gestört.[31] Da Nord- und Ostsee ohnehin sehr stark durch Eingriffe des Menschen belastet sind, scheinen Windparks einen geringeren Negativ-Impact auszuweisen und sich dadurch positiv auf die Tier- und Pflanzenwelt auszuwirken. Eine allgemein gĂŒltige Bewertung der verschiedenen Studien auf andere - auch gesĂŒndere - Meeresbiotope kann zu diesem frĂŒhen Zeitpunkt nicht vorgenommen werden.
Bei rund einem Sechstel der Windkraftanlagen werden Permanentmagnete aus Neodym eingesetzt, insbesondere bei Anlagen mit Direktantrieb. Das zu den Seltenen Erden gehörige Element wird zu 97 % in China unter erheblichen Belastungen fĂŒr die Umwelt und die Gesundheit der Anwohner abgebaut und aufbereitet.[32][33][34] Die deutschen Windanlagenhersteller REpower Systems und Enercon betonen, kein Neodym in ihren Windanlagen zu verbauen.[35]
Eine Studie des Massachusetts Institute of Technology kam zu dem Ergebnis, dass regional mit nachweisbaren Klimaeffekten zu rechnen wĂ€re, wĂŒrden 10 % der im Jahr 2100 global benötigten Energie durch Windkraft gedeckt. An Land sei mit einer ErwĂ€rmung zu rechnen, auf See mit einer AbkĂŒhlung.[36]
Die dritte jĂ€hrliche Forsa-Umfrage zur Akzeptanz der Erneuerbaren Energien in Deutschland wurde 2009 durchgefĂŒhrt. Sie war reprĂ€sentativ und ergab unter anderem:
Windkraftanlagen werden in einigen Teilen der Bevölkerung auch kritisch gesehen, weswegen es mancherorts zur Bildung von BĂŒrgerinitiativen kommt. Neben Initiativen, die die Windenergienutzung generell ablehnen, existieren auch Initiativen, die nur konkrete Anlagen in der nĂ€heren Umgebung ablehnen, prinzipiell aber die Windenergienutzung befĂŒrworten. Kritisiert werden z. B. der Abstand der Anlagen zur Wohnbebauung, die VerĂ€nderung des Landschaftsbildes sowie Auswirkungen auf die (lokale) Ăkologie.
Die Nuklearkatastrophe von Fukushima seit MĂ€rz 2011 und der daraufhin in Deutschland beschlossene Atomausstieg hat in groĂen Teilen der Bevölkerung das Bewusstsein geschĂ€rft, dass Stromerzeugung mittels Kernenergie, Steinkohle oder Braunkohle gravierende Risiken und Nebenwirkungen hat und dass verglichen damit WindkraftrĂ€der das weitaus âkleinere Ăbelâ sind.
Der Schattenwurf wird als unangenehm empfunden, weil der Schatten einer Windkraftanlage im Gegensatz zum Schatten von unbewegten GegenstĂ€nden 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 GebĂ€udes. Das Auftreten des Schattenwurfes hĂ€ngt von der Lage und GröĂe der Windkraftanlage, der Lage des Immissionspunktes und vom Wetter ab.
Nach dem Bundes-Immissionsschutzgesetz darf der Schattenwurf (auch Schlagschatten genannt) durch Windkraftanlagen auf (bestehende) WohnhĂ€user jeweils nicht mehr als 30 Stunden pro Jahr und 30 Minuten pro Tag betragen. Diese Grenzwerte gelten unabhĂ€ngig von Anlagenzahl und -gröĂe. Bei dem Jahresgrenzwert handelt es sich um eine theoretische GröĂe, die sich unter Annahme von stetigem Wind, Betrieb, Sonnenschein und maximaler Schattenprojektion ergibt. Dies fĂŒhrt zu realen Belastungen von etwa sieben bis acht Stunden im Jahr pro Immissionspunkt, die ĂŒber Mess- und Steuerungseinrichtungen in den Anlagen eingehalten werden mĂŒssen. Insbesondere der flackernde Schatten des drehenden Rotors wird oft als belĂ€stigend empfunden. Anlagen, bei denen Gutachten zur Genehmigung eine Ăberschreitung der Grenzwerte zeigen, werden heute mit einer sonnenstands- und wetterabhĂ€ngigen Schattenwurfregelung ausgerĂŒstet, die durch die automatische zeitweise Abschaltung der Anlagen fĂŒr die Einhaltung der Grenzwerte sorgen.
Der âDiskoeffektâ bezeichnet periodische Lichtreflexionen durch die RotorblĂ€tter, er wird hĂ€ufig mit der Schattenwurf-Erscheinung des Rotors verwechselt. Er trat vor allem bei Anlagen aus den AnfĂ€ngen der Windenergienutzung auf, als noch glĂ€nzende Lackierungen an den RotorblĂ€ttern benutzt wurden. Seit langem werden die OberflĂ€chen der Anlagen mit matten, nicht reflektierenden Lackierungen versehen. Daher spielt der Diskoeffekt bei der Immissionsbewertung durch moderne Windkraftanlagen keine Rolle mehr.
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 â besonders bei gröĂeren Ansammlungen von Anlagen â störend auf Anwohner wirken und sind oftmals Grund fĂŒr das Scheitern von Genehmigungsverfahren. Neuerdings dĂŒrfen die Warnlichter bei guter Sicht gedimmt werden. Es sind auch radargestĂŒtzte Befeuerungssysteme in der Entwicklung, die sich nur dann einschalten, wenn sich ein Flugzeug in der NĂ€he befindet.
Aufgrund der Reflexionen an den RotorflĂŒgeln entstehen Interferenzen (Ăberlagerungen) der elektromagnetischen Wellen von Rundfunksendern, die lokal zu schwankenden EmpfangsfeldstĂ€rken, Ăberreichweiten oder Mehrwegempfang fĂŒhren können. Die Auswirkungen beschrĂ€nken sich im Wesentlichen auf den analogen Fernsehempfang bei schlechten Empfangsbedingungen.
Der Schall von Windkraftanlagen ist in der Hauptsache das WindgerĂ€usch der sich im Wind drehenden RotorblĂ€tter. Der A-bewertete Schallleistungspegel wird nach genormten Verfahren durch akustische Messungen bestimmt. GĂ€ngige Werte liegen zwischen 98 dB und 109 dB. Diese Werte stellen die rechnerische Konzentration der Schallenergie der RotorflĂ€che auf einen Punkt in der Rotormitte dar. An keinem Ort an der Windkraftanlage, zum Beispiel auf der Gondel, wird er tatsĂ€chlich erreicht. FĂŒr die Vorhersage der Schallimmission an weiter entfernten Orten ist diese Vereinfachung vollkommen ausreichend. Die stĂ€rkste 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 natĂŒrlichen WindgerĂ€uschen ĂŒberlagert. Bei einer als Punkt betrachteten Schallquelle nimmt die LautstĂ€rke bei Verdoppelung des Messabstandes jeweils um etwa 6 dB ab. Mit 500 Meter Abstand zum nĂ€chsten WohngebĂ€ude 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 InnenraumgerÀusche in Wohnungen, konnten bisher nicht durch wissenschaftliche Untersuchungen belegt werden (Infraschall).
Drehzahlvariable Windkraftanlagen, die in der NĂ€he von Wohngebieten stehen, können zu bestimmten lĂ€rmsensiblen Zeiten, beispielsweise nachts, in einen schallreduzierenden Betriebszustand gebracht werden. Da die Schallemission besonders von der Blattspitzengeschwindigkeit und â sofern vorhanden â dem Getriebe abhĂ€ngt, wird dazu die Drehzahl der Anlage abgesenkt. Diese MaĂnahme bedeutet immer einen Ertragsverlust fĂŒr den Betreiber. Die Verringerung von Schallemissionen ist eines der Hauptziele bei der Weiterentwicklung der Anlagen, bei der in den letzten Jahren groĂe Fortschritte erzielt wurden. Durch den Verzicht auf ein Getriebe, bessere Körperschallentkopplung, SchalldĂ€mpfung und Aerodynamik konnten die GerĂ€uschemissionen stark reduziert und damit der Schallleistungspegel der Anlagen im VerhĂ€ltnis zu Leistung und Ertrag gesenkt werden.
Nach dem Bundes-Immissionsschutzgesetz (siehe auch Technische Anleitung LĂ€rm) darf die von einer technischen Anlage verursachte Schallimmission in Deutschland in reinen Wohngebieten nachts einen A-bewerteten Dauerschalldruckpegel von 35 dB nicht ĂŒberschreiten (allgemeines Wohngebiet 40 dB, Dorf- und Mischgebiet 45 dB, Gewerbegebiet 50 dB, Industriegebiet 70 dB). FĂŒr baurechtlich nicht festgesetzte Gebiete (z. B. Einzelgehöft im AuĂenbereich) werden nach aktueller Rechtsprechung die Werte fĂŒr Mischgebiete angesetzt. Beim Bauantrag ist im Rahmen des Genehmigungsverfahrens eine rechnerische Vorhersage der erwarteten Schallimmissionen vorzulegen.
Windkraftanlagen in der NĂ€he von stationĂ€ren RadargerĂ€ten unterliegen zusĂ€tzlichen BaubeschrĂ€nkungen, da diese die Reichweite des RadargerĂ€tes verringern. Diese Verringerung wird oft fĂ€lschlicherweise mit dem Effekt einer Abschattung begrĂŒndet. 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.[38]
Durch den sich drehenden Rotor erhĂ€lt das Radarecho einer Windkraftanlage ein Ă€hnliches Spektrum wie von einem sich in der Standschwebe befindlichen Helikopter. Das RadargerĂ€t kann die beiden oft nicht in dem zur VerfĂŒgung stehenden Zeitlimit unterscheiden und produziert einen Falschalarm. Die Falschalarmrate ist in der Radarsignalverarbeitung eine RegelgröĂe, die die Entdeckungswahrscheinlichkeit umgekehrt proportional beeinflusst und auf diesem Wege die nutzbare Radarreichweite verringert. Baugenehmigungen von Windkraftanlagen in der NĂ€he von stationĂ€ren RadargerĂ€ten der LuftraumĂŒberwachung (Flugsicherung oder Luftverteidigung) wurden deshalb bislang in der Regel verwehrt. Ob auch bei den heutigen groĂen und hohen WKA diese Verwechslungsgefahr noch besteht, ist unbekannt.
Von BĂŒrgerinitiativen wird hĂ€ufig eine dauerhafte Wertminderung von Immobilien durch den Bau von Windkraftanlagen befĂŒrchtet. Dieser Darstellung widersprechen aber die Immobilienökonomen Prof. Dr. Philip Thalmann von der Hochschule Lausanne und Prof. Dr. GĂŒnter Vornholz von der EBZ Business School in Bochum.[39] Laut Thalmann löst jedoch hĂ€ufig diese BefĂŒrchtung eines PreisrĂŒckgangs den tatsĂ€chlichen PreisrĂŒckgang in Form einer selbsterfĂŒllenden Prophezeiung erst aus. So kam es insbesondere dort zu einem temporĂ€ren Einbruch der Immobilienpreise, wo vor Ort groĂer Widerstand gegen Windkraftanlagen geleistet wurde. Allerdings ist Vornholz zufolge dieser PreisrĂŒckgang nur von kurzer Dauer, da durch die Debatte zunĂ€chst potentielle Investoren abgeschreckt wĂŒrden. Nach Errichtung der Windkraftanlagen, wenn sich die Menschen an sie gewöhnt hĂ€tten, stabilisiere sich der Wert der Immobilien jedoch wieder auf dem vorhergehenden Niveau.
In Deutschland sind Windkraftanlagen nach § 35 Abs. 1 Nr. 5 Baugesetzbuch (BauGB)[40] als Vorhaben im AuĂenbereich âprivilegiertâ. Durch planungsrechtliche Instrumente (Regionalplanung, FlĂ€chennutzungsplanung bzw. BebauungsplĂ€ne) können VorrangflĂ€chen festgelegt und damit auch andere FlĂ€chen 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 zulĂ€ssig wie eine ĂŒbermĂ€Ăige Standardisierung der Verfahren durch Windenergieerlasse (siehe z. B. Abstandsregelungen im Windenergieerlass Nordrhein-Westfalen.[41])
Schuld an der Verzögerung bei der Errichtung von Offshore-Windparks vor der KĂŒste wird auch dem Desinteresse der groĂen Stromkonzerne zugeschrieben, die zwar schon Genehmigungen fĂŒr Windfarmen hatten, die Investitionen allerdings bewusst zurĂŒckgehalten hĂ€tten, so etwa eine Kritik in der Zeit. Mit abgeschriebenen Kernkraftwerken lieĂe sich bequemer Geld verdienen. Gleichzeitig wollten die Stromkonzerne vermeiden, mit eigenen Windkraftanlagen ihren vorhandenen Kraftwerken Konkurrenz zu machen.[42]
Die Windkraftanlagenhersteller (siehe Liste von Windkraftanlagenherstellern) investieren einen relativ hohen Anteil ihrer UmsĂ€tze in Forschung und Weiterentwicklung. Das hat mehrere GrĂŒnde:
Windkraftanlagen konnten um 2005 mit dem damaligen Preis-Leistungs-VerhĂ€ltnis noch nicht mit konventionellen Kraftwerken konkurrieren. Da Investitionen in Windkraftanlagen (und andere alternative Energiequellen), in vielen LĂ€ndern gefördert wurden bzw. bis heute gefördert werden (siehe auch Windenergie), steigt seit Jahren die jĂ€hrlich neu installierte Leistung.[43] Im Januar 2011 berichtete die Wirtschaftswoche,[44] dass laut RenĂ© Umlauft, dem Chef der Renewable Energy Division bei Siemens, die Windkraftanlagen des Konzerns heute Strom fĂŒr 6 ct/kWh produzieren könnten. In den kommenden vier bis fĂŒnf Jahren sollen die Kosten auf 4 bis 4,5 ct/kWh fallen, was dem derzeitigen Preis fĂŒr Kohlestrom an der Strombörse EEX entsprĂ€che. Damit wĂ€re Strom aus Windenergieanlagen in Deutschland konkurrenzfĂ€hig.
Die EnergierĂŒcklaufzeit (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 EnergierĂŒcklaufzeit betrĂ€gt bei Windkraftanlagen etwa zwei bis sechs Monate und auch nach konservativen SchĂ€tzungen deutlich unter einem Jahr.
Der erzeugten Strommenge wird in der Regel die eingesparte PrimĂ€renergie gegenĂŒbergestellt. Eine erzeugte kWhelektrisch entspricht dabei je nach Vergleichsgrundlage 2 bis 3 kWhPrimĂ€renergie. Energetisch können sich nur Kraftwerke amortisieren, die regenerative Energiequellen nutzen, da fossile Brennstoffe verwendende Kraftwerke stĂ€ndig nicht-regenerative EnergievorrĂ€te verbrauchen.
WĂ€hrend erste Untersuchungen aus der Pionierzeit der Windenergienutzung (1970er- und frĂŒhe 1980er-Jahre), beruhend auf unausgereiften Testanlagen, durchaus den Schluss zulieĂen, 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 hĂ€ngt zum einen mit den stark unterschiedlichen, standortabhĂ€ngigen EnergieertrĂ€gen 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 fĂŒr Transport, Wartung ĂŒber die Lebenszeit und RĂŒckbau mit hinzugerechnet (neuere Untersuchungen).
| Typ | Offshore | KĂŒste | KĂŒstennah | Binnenland |
|---|---|---|---|---|
| Windkraftanlage 200 kW, 25 m Rotordurchmesser Herstellung Anlage mit Fundament[45] | - | 4 Monate | ||
| Windkraftanlage Enercon E-32; 300 kW, 32 m Rotordurchmesser[46] | - | 2,1 Monate | 2,5 Monate | 4,3 Monate |
| Windkraftanlage Enercon E-66; 1500 kW, 66 m Rotordurchmesser; Mischanalyse Herstellung, Auf- und Abbau, Wartung[47] | - | 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[48] | 4,7 Monate | 5,9 Monate | 6,8 Monate | |
| Offshore-Windkraftanlage; 5 MW auf Tripod-Fundament; Erfassung gesamter Lebensweg, ohne Netzanbindung[49] | 4 Monate | - | - | - |
| Offshore-Windpark 2010; 200 MW (40 Ă 5 MW) Erfassung gesamter Lebensweg, inkl. Netzanbindung[49] | 5 Monate | - | - | - |
Die Preise fĂŒr Windkraftanlagen unterliegen marktĂŒblichen Schwankungen. Zum einen halten sich die Anbieter eher bedeckt, zum anderen mĂŒssen viele individuelle Rahmenbedingungen berĂŒcksichtigt werden. Dazu zĂ€hlen beispielsweise der Baugrund, die Infrastruktur (Zuwegung zur Baustelle, Entfernung zum Stromnetz), Vorschriften zur StromqualitĂ€t und LĂ€rmemission usw. und davon abhĂ€ngig die verwendete Technik (Art des Fundamentes, Art der Einspeisung, âŠ). Getriebelose Anlagen sind in der Regel in der Installation teurer als herkömmliche WindrĂ€der mit Getriebe, jedoch zuverlĂ€ssiger, wartungsĂ€rmer und leiser.
In einer Pressemitteilung[50] ĂŒber die Installation von sieben getriebelosen Enercon E-82 (Zwei-Megawatt-Anlagen) im Sommer 2010 wird ein Investitionsvolumen von insgesamt 25 Millionen Euro fĂŒr 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.[51] Dies entspricht 5 Millionen Euro pro Anlage bzw. ca. 1666 Euro pro Kilowatt installierter Leistung. FĂŒr 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,[52] was ca. 1100 Euro pro installiertem Kilowatt entspricht. Der weltweite Durchschnittspreis fĂŒr Windkraftanlagen lag im Februar 2011 bei knapp unter 1 Mio. Euro pro Megawatt.[53] Zwischen 2008 und 2010 gaben die Preise pro MW infolge starken Wettbewerbs um 18% nach.[54]
Die EinspeisevergĂŒtungen sind in Deutschland im Erneuerbare-Energien-Gesetz festgeschrieben.
UnglĂŒcksfĂ€lle kommen auch bei Windkraftanlagen vor, doch da sie meist fernab von Siedlungen stehen, kommt es abgesehen von ArbeitsunfĂ€llen bei der Montage und Wartung meist nicht zu PersonenschĂ€den. Neben BlitzschlĂ€gen und defekten RotorblĂ€ttern sind TurmberĂŒhrungen bei extremen Windböen GrĂŒnde fĂŒr UnfĂ€lle. Dabei kann eine Anlage umstĂŒrzen oder Teile der RotorblĂ€tter verlieren. Die UnfĂ€lle an Windkraftanlagen sind spektakulĂ€r und relativ selten in Relation zur Zahl der Anlagen. Der besonders hohe Sicherheitsstandard moderner Windkraftanlagen drĂŒckt sich sehr anschaulich in der Höhe der Betriebshaftpflichtversicherung aus, die unter anderem UnfĂ€lle und PersonenschĂ€den abdeckt. FĂŒr eine Windkraftanlage mit zwei bis drei Megawatt Nennleistung (entspricht dem Durchschnitt neu installierter Anlagen) betrĂ€gt diese nur 70 bis 90 Euro im Jahr.
Im Jahr 2003 gab es sechs BrĂ€nde, die hauptsĂ€chlich durch Funkenflug wegen mangelhaft hergestellter elektrischer Verbindungen entstanden und weil hydraulische Leitungen brachen und sich das Hydrauliköl anschlieĂend selbst entzĂŒndete. BrĂ€nde können in der Regel durch die Feuerwehr nur im unteren Turmbereich bekĂ€mpft werden. Bei einigen der neuen Multimegawatt-Offshore-Anlagen wird inzwischen standardmĂ€Ăig ein Brandschutzsystem eingebaut.
Die RotorblĂ€tter 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 verfĂŒgen ĂŒber 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, die Eisbildung verhindern können und somit in entsprechenden Klimazonen zu MehrertrĂ€gen durch geringere Stillstandszeiten fĂŒhren. Eisabfall wurde dabei schon oft beobachtet, es wurden jedoch bisher noch keine Personen- oder SachschĂ€den dokumentiert. Die Fallweite (niedrige Anlaufdrehzahl und schlechte Aerodynamik bei Eisansatz) und EisgröĂe ist meist gering. Bei Eiswetterlage oder Tauwetter sollte der Aufenthalt unter Windkraftanlagen ebenso wie unter anderen hohen GebĂ€uden oder Konstruktionen vermieden werden.
Prof. Ulrich HĂŒtter etablierte in den 60er Jahren an der UniversitĂ€t Stuttgart und spĂ€ter an der DFVLR (VorgĂ€nger 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 fĂŒr die 2- und 3-flĂŒgeligen Windgeneratoren.
Seit Windkraftanlagen in groĂer Zahl hergestellt werden, ist die staatliche Forschung in UniversitĂ€ten und Forschungsinstituten verstĂ€rkt worden. Ein Beispiel ist die GrĂŒndung 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 fĂŒr Windenergie und Energiesystemtechnik IWES befasst sich mit anwendungsorientierter Forschung; es ist 2009 aus dem ehemaligen Fraunhofer-Center fĂŒr Windenergie und Meerestechnik CWMT in Bremerhaven sowie dem Institut fĂŒr Solare Energieversorgungstechnik (ISET) in Kassel hervorgegangen.
Ein Schwerpunkt der Forschung sind Offshore-Windkraftanlagen und deren Einfluss auf die Ăkosysteme vor der KĂŒste. 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 ĂŒberschĂŒssige Energie in chemische EnergietrĂ€ger (beispielsweise Wasserstoff) umwandeln.
Auf der norwegischen Insel Utsira wurde im August 2004 das erste autarke Stromnetz eingeweiht, das ausschlieĂlich von Windenergie als PrimĂ€renergie gespeist wird. Details finden sich unter Energieversorgung der Insel Utsira.
Seit September 2009 wird in einem Pilotversuch eine schwimmende Offshore-Windkraftanlage ca. 10 km vor der norwegischen KĂŒste getestet.[55][56]
Listen der höchsten Windkraftanlagen in Deutschland â leider mit unvollstĂ€ndigen Daten (bitte ergĂ€nzen)
Eine Liste der gröĂten Anlagen findet sich in einer Liste österreichischer Windkraftwerke. Die höchsten Windkraftanlagen in Ăsterreich sind die Windkraftanlagen Thalgau, VorderweiĂenbach und Neukirchen an der Enknach mit einer Gesamthöhe von 150 Metern. Zurzeit sind zwei Windkraftanlagen vom Typ Enercon E-126 mit 198,5 m Gesamthöhe in der NĂ€he von Potzneusiedl in Bau.
VollstÀndige Liste in der englischsprachigen Wikipedia: List of wind turbines in Switzerland. Die höchsten Windkraftanlagen der Schweiz sind die Enercon-E-82-Windkraftanlagen Peuchapatte mit einer Gesamthöhe von 148 Metern.
Commons: Windkraftanlage â Album mit Bildern und/oder Videos und Audiodateien
Wiktionary: Windkraftanlage â BedeutungserklĂ€rungen, Wortherkunft, Synonyme, ĂbersetzungenKleinere schwimmende Windkraftanlagen als Prototypen:
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Dieser Artikel wurde am 14. Februar 2005 in dieser Version in die Liste der exzellenten Artikel aufgenommen. |
