Windkraftanlage

Eine Windenergieanlage (WEA) ist ein Kraftwerk, das Windenergie in elektrischen Strom umwandelt. Im allgemeinen Sprachgebrauch hat sich jedoch die Bezeichnung Windkraftanlage (WKA) durchgesetzt. Dieser Artikel befasst sich hauptsächlich mit großen WEA zur Stromgewinnung. Andere Anwendungen wie beispielsweise Wasserpumpen oder Spielzeug werden unter Windrad erläutert.

Windenergieanlagen wandeln mit Hilfe des Rotors die Windenergie in eine Drehbewegung um. Früher wurde die Bewegungsenergie des Windes in Windmühlen direkt zum Antrieb eines Mahlwerkes oder von Pumpen genutzt. In einer heutigen Windenergieanlage wird ein elektrischer Generator angetrieben, der die Drehbewegung in elektrische Energie umwandelt, die zumeist in das allgemeine Stromnetz eingespeist wird.

In den letzten Jahren des 20. Jahrhunderts erlebte der Bau von Windenergieanlagen einen Boom, und auch zu Beginn des 21. Jahrhunderts setzte sich der deutliche Aufschwung fort. In Deutschland wurde diese Entwicklung - neben der Verfügbarkeit von besseren Materialien unter anderem im Bereich der Leistungselektronik - vor allem durch politische Rahmenbedingungen (siehe Energieeinspeisungsgesetz) ausgelöst und zog eine industrielle Fertigung der Anlagen nach sich.

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Windenergieanlagen an der dänischen Küste

Geschichte der Windenergieanlagen

Windenergieanlagen entwickelten sich aus der Windmühlentechnik heraus, deren Geschichte auf der von Windmühlen beruht. Mit der großtechnischen Nutzung der elektrischen Energie ab 1882 begann die Elektrizität auch für die Bevölkerung ein wichtiges technisches Hilfsmittel zu werden. Die Elektrifizierung der Städte schritt rasch voran, doch die Versorgung der ländlichen Gebiete erforderte einige Voraussetzungen. Es musste erst ein Übertragungsnetz für elektrische Energie geschaffen werden, und die Kraftwerke mussten überhaupt in der Lage sein, im Verbundbetrieb zu laufen. In Deutschland waren in den 1920ern schon fast alle Dörfer an das Verbundnetz angeschlossen, jedoch war die Infrastruktur in vielen anderen Ländern noch nicht so weit fortgeschritten. Zur Verbesserung der Versorgung mit elektrischer Energie gab es in der zweiten Hälfte des 19. Jahrhunderts verstärkt Versuche, mit Hilfe der Windenergie elektrische Energie zu erzeugen. Da die Windmühlen zu diesem Zeitpunkt noch sehr weit verbreitet waren, gab es mehrfach Gedanken, diese zum Betrieb eines Dynamos umzurüsten.

Charles F. Brush (*1849 †1929) baute 1887/88 eine Windenergieanlage auf der Basis der als Westernmills bekannten Langsamläufer, die er zur Versorgung seines Hauses mit elektrischer Energie aus einem Batteriespeicher benutzte.

Der Däne Poul La Cour hat dann, die Verdrängung der Windmühlentechnik durch die Elektrifizierung hatte schon eingesetzt, die Grundlagen der Technik wissenschaftlich erforscht. Er wandte seine Erkenntnisse als einer der ersten Wissenschaftler auf die Wandlung in elektrische Energie an und errichtete 1891 mit Mitteln seiner Regierung eine erste Versuchsanlage. Seinem guten wissenschaftlichen Fundament, seinem systematischen Vorgehen sowie seiner Geschicklichkeit bei der praktischen Umsetzung seiner Entwürfe sind wichtige Entwicklungen für die heutige Windenergieanlagentechnik zu verdanken. Er betrieb erstmalig Windkanalversuche - unter anderem zur Aerodynamik der Flügelform - und kam zum Konzept Schnellläufer (schnell drehende Anlage mit weniger Flügeln). Eine von ihm konzipierte Anlage wurde von der Firma Lykkegard als kommerzielles Produkt vermarktet, bis 1908 waren bereits 72 Stück in Dänemark zur Versorgung ländlicher Siedlungen installiert.

Der Bau von Windenergieanlagen bekam durch die Treibstoffverteuerung und -verknappung im ersten Weltkrieg noch einmal Aufwind. Nach dem Krieg wurde Treibstoff günstiger. Die Technik der Windenergieanlagen blieb für lange Zeit eine Nische der technischen Entwicklung.

1920 schuf Albert Betz (*1885 - †1968), Physiker und damaliger Leiter der Aerodynamischen Versuchsanstalt Göttingen, mit streng wissenschaftlichen Forschungen zur Physik und Aerodynamik des Windrotors weitere Grundlagen für die Entwicklung von Windenergieanlagen. Er formulierte erstmals das betzsche Gesetz und zeigte, dass das physikalische Maximum der Ausnutzung der kinetischen Energie des Windes bei 59,3 % liegt. Seine Theorie zur Formgebung der Flügel ist auch heute noch Grundlage für die Auslegung der Anlagen.

Ein weiterer Meilenstein war die 1,25 MW Smith-Putnam-Anlage (2 Flügel, Leeläufer, benannt nach Palmer Cosslett Putnam (*1910 †1986)) in Vermont, USA, 1941. Die Anlage lief mit Unterbrechungen bis 1945, dann brach einer der Flügel. Die für diese Größe notwendigen Materialien beziehungsweise Materialqualitäten waren einfach noch nicht verfügbar.

1957 wurde in Dänemark von Johannes Juul in Gedser eine 200 kW- Windenergieanlage erbaut. Sie hatte drei Flügel, die aus Stabilitätsgründen untereinander abgespannt waren. Die Anlage lief bis 1966, bis sie aus Kostengründen stillgelegt wurde. Sie wurde jedoch nicht abgebaut und erlebte 1977 eine Renaissance, als sie im Rahmen eines Abkommens einer dänischen Institution mit der NASA wieder in Betrieb genommen wurde und mehrere Jahre als Versuchsanlage diente.

Anfang der 1980er Jahre setzte sich aufgrund der großen Nachfrage in den USA das dänische Konzept bei Windenergieanlagen durch. Typisch waren der Asynchronmotor (Kurzschlussläufer), ein oder zwei feste Drehzahlen und drei starre Rotorblätter (Stall-Regelung). Diese Konstruktionsweise hat sich für die 500kW-Klasse weitestgehend durchgesetzt.

Deutsche Versuchsanlagen ab 1978

1978 vom Bundesforschungsministerium beschlossen, stand von 1983 bis 1987 im Kaiser-Wilhelm-Koog bei Marne die Versuchsanlage GROWIAN (Große Windenergie-Anlage). Sie war lange Zeit die größte Anlage der Welt. Ausgerüstet mit einem über 100 Meter durchmessenden Zweiblattrotor, der als Leeläufer auf der windabgewandten Seite des Turmes lief, wurden Erfahrungen mit einer Anlagengröße gesammelt, die kommerziell erst Ende der 1990er Jahren erreicht werden sollte. Hauptsächlich aufgrund seinerzeit noch nicht beherrschbarer Materialprobleme war die Anlage jedoch weitestgehend ein Misserfolg. Sie erreichte nicht einmal einen dauerhaften Testbetrieb.

1988 entstand auf 20 Hektar am ehemaligen Versuchsgelände der erste kommerzielle Windenergiepark Deutschlands mit 30 kleinen Anlagen. Die Windenergiepark Westküste GmbH bietet heute interessierten Besuchern ein Informationszentrum rund um die Geschichte der Windenergie.

Nach dem Fehlschlag GROWIAN wurde die kleinere, nur etwa halb so große Anlage WKA-60 ("GROWIAN 2") entwickelt und 1990 auf Helgoland zum ersten Mal in Betrieb genommen. Wiederum gab es Materialprobleme und da sich die Schäden nach dem dritten Ausfall nicht mehr versichern ließen, blieb es bei lediglich vier Anlagen.

Beginn des Ausbaus der Windenergie

Dänemark, EEG, Stall-Anlagen, Windfarmen USA, beginnende Verbreitung....

Mit dem Stromeinspeisungsgesetz von 1991 wurde ein Aufschwung der Windenergie in Deutschland eingeleitet. Die Stromnetz-Betreiber wurden darin zur Abnahme des erzeugten Stroms zu definierten Preisen verpflichtet. Diese Entwicklung wurde im Jahr 2001 mit dem Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) noch einmal verstärkt. In der Folge dieser politischen Entscheidung waren gegen Ende des Jahres 2003 etwa zwei Drittel der europäischen Windkraftanlagen in Deutschland installiert. Parallel dazu wurde eine führende Positionen der BRD-Wirtschaft in diesem technischen Gebiet des Maschinenbaus erreicht.

Heutige Technik

Mit steigender Anlagengröße wurde auch die Technik weiterentwickelt. Die Leistungsregelung großer Anlagen im Megawatt-Bereich erfolgt durch Drehen der Rotorblätter (Pitchen), bei drehzahlvariablen Betrieb. Diese Anlagentypen haben nicht nur eine höhere Leistungsausbeute, sondern zeichnen sich auch durch geringere Schallemissionen aus, da der lärmintensive Stalleffekt (Strömungsabriss) unterhalb der Nennleistung nicht mehr auftritt. Der Generator ist vom Stromnetz über einen Gleichstromzwischenkreis entkoppelt. Mit diesem Konzept ist auch eine Regelung der Phasenverschiebung zwischen Spannung und Strom im eingespeisten Drehstrom möglich, so dass diese Anlagen das Netz nicht mehr belasten, sondern sogar zur Unterstützung beitragen können.

Offshore

Großes Potential wird der Windenergienutzung auf dem Meer zugeschrieben. Dort weht der Wind beständiger und erheblich stärker als auf dem Festland. Ähnlich der Erdöl- und Erdasgewinnung auf See werden diese Anlagen Offshore-Anlagen genannt. Bisher sind in Deutschland vier Offshore-Windparks außerhalb der 12-Meilen Zone genehmigt (Stand 08/2004).

Am 20.Oktober 2004 hat eine 108 Meter hohe E-112-Offshore-Testanlage von mit 4,5 Megawatt Leistung in der Ems das erste Mal Strom erzeugt. Mit 4,5 Megawatt Leistung ist es der derzeit größte und leistungstärkste Anlagentyp (Stand Okt 2004).

Grundlagen und Energiewandlung

Es gibt zwei verschiedene physikalische Prinzipien, nach denen eine Windenergieanlage arbeiten kann:

Ein Widerstandsläufer, z.B. ein tradtionelle Windmühle, wird vom Winddruck gegen große bewegliche Flächen angetrieben.
Ein Auftriebsläufer, die Bauform moderner WEAs, hingegen verwendet ein aerodynamisches Profil ähnlich einem Flugzeugflügel um damit Auftrieb zu erzeugen, der in ein Drehbewegung umgesetzt wird.

(siehe auch Kapitel Technik weiter unten)

Betzscher Leistungsbeiwert

Die im Wind enthaltenen Strömungsenergie wird dann optimal genutzt, wenn der Wind hinter der Anlage auf ein Drittel seiner Geschwindigkeit abgebremst wird. In diesem Fall kann theoretisch bis zu maximal 16/27 ≈ 59,3 % der im Wind enthaltenen Leistung durch eine Windenergieanlage entnommen werden. Dieser Wert wird Betzscher Leistungsbeiwert (c_p,Betz) genannt und wurde von Albert Betz im Jahr 1926 ermittelt.

Wie bei allen Maschinen wird natürlich auch hier das theoretische Maximum nicht erreicht. Gute Windenergieanlagen haben einen Leistungsbeiwert von 0,4 bis 0,5. Der aerodynamische Wirkungsgrad einer Anlage kann über das Verhältnis des Leistungsbeiwertes der Maschine zum Betzschen Leistungbeiwert ausgedrückt werden und liegt demnach bei etwa 70-85% im Auslegungspunkt.

Schnelllaufzahl

Eine weitere wichtige Kennzahl für Windenergieanlagen ist die sog. Schnelllaufzahl λ. Sie gibt das Verhältnis der Umfangsgeschwindigkeit u des Rotors (Blattspitzengeschwindigkeit) zur Windgeschwindigkeit ν an und ist definiert als

\lambda ={\frac {u}{\nu }}

.

Der reziproke Wert der Schnelllaufzahl ist im Turbinenbau und in der Propellertheorie als Fortschrittsgrad bekannt. Sowohl der Leistungsbeiwert als auch die Schnelllaufzahl sind abhängig von der Windgeschwindigkeit und daher für eine Windenergieanlage nicht konstant.

Auftriebsläufer werden auf den Betriebszustand mit dem höchsten Leistungsbeiwert um einen maximalen Energieertrag zuerhalten ausgelegt. An diesem Punkt haben Einblattrotoren eine Schnelllaufzahl von etwa 15, Zweiblattrotoren etwa 10 und Dreiblattrotoren, wie sie heute bei großen WEA's Standard sind, haben etwa eine Schnelllaufzahl von 7 bis 8. Durch den Betriebspunkt mit dem maximalen Leistungsbeiwert und der Auslegungsschnelllaufzeit ergibt sich auch die Auslegungswindgeschwindigkeit.

Leistung und Ertrag

Bei Nennwindgeschwindigkeit gibt die Windenergieanlage ihre Nennleistung ab. Diese ist immer größer als die Auslegungswindgeschwindigkeit und liegt meist zwischen 12 und 16 m/s (Windstärke 6-7). Oberhalb der Nennwindgeschwindigkeit wird die Leistung der Anlage konstant gehalten, da sonst die Belastungen auf alle Anlagenkomponenten weiter steigen und zu Überlastungen führen würden. Bei sehr großen Windgeschwindigkeiten (Sturm) wird die Anlage abgeschaltet (Abschaltgeschwindigkeit 25-35 m/s, Windstärke 10-12) und festgehalten um Schäden zu vermeiden.

Da der Wind keine konstante Größe ist, kann aus der Nennleistung nicht ohne weiteres auf den zu erwartenden Jahresertrag, also die von der WEA in das Netz eingspeiste Strommenge, geschlossen werden. Hierzu müssen die lokalen Gegebenheiten des Windes, also Windstärke und Häufigkeitsverteilung, bekannt sein. Diese Größen, einschließlich der zu erwartenden Unsicherheiten, können heute routinemäßig durch ein Windgutachten ermittelt werden.

Zur Abschätzung des Jahresertrages wird für die Standorte der WEA's die so genannte mittlere Windgeschwindigkeit angegeben. Sie ist ein Durchschnittswert der über dem Jahr auftretenden Windgeschwindigkeiten. Die untere Grenze für einen wirtschaftliche Betrieb einer Anlage liegt abhängig von der Einspeisevergütung bei einer mittleren Windgeschwindikeit von etwa 5-6 m/s. Dabei sind jedoch auch noch weitere Faktoren zu berücksichtigen.

Typen und Technik von Windenergieanlagen

Enercon E-40 (Auftriebsläufer, drehzahlvariabel und pitchgeregelt)

Windenergieanlagen mit horizontaler Rotationsachse

Windenergieanlagen mit horizontaler Rotorachse müssen der Windrichtung nachgeführt werden, wozu die Gondel mit einem Azimuthlager auf dem Turm angebracht wird. Die Windrichtung wird bei großen Anlagen über die Messtechnik ermittelt. Die Windrichtungsnachführung, also das Drehen der Gondel, erfolgt über so genannte Giermotoren (auch Azimuthantrieb genannt) zwischen Gondel und Turm.

Horizontalachsen-WEAs werden in zwei Hauptgruppen eingeteilt. Dabei wird das Antriebsprinzip, also die Art wie der Wind auf die Rotorblätter wirkt betrachtet. Es gibt Auftriebsläufer und Widerstandsläufer.

Auftriebsläufer

Moderne WEA zur Stromerzeugung sind aerodynamisch angetriebene Anlagen. Bei ihnen sind die Rotorblätter als aerodynamisches Profil ausgeprägt, das ähnlich wie bei Flugzeugen durch einen Druckunterschied, der aus einem Geschwindigkeitsunterschied an Flügelsaug- und Druckseite herrührt, einen Auftrieb erzeugt.
Dieser Auftrieb wird in eine Drehbewegung umgesetzt.

Auch die Flügelzahl ist ein Kriterium. Standard bei modernen Windenergieanlagen sind drei Flügel. In der Aufbruchszeit etwa seit Mitte der 1970er Jahre bis weit in die 1980er Jahre hinein wurden auch größere Anlagen mit einem (Monopterus) oder zwei Flügeln gebaut. Bei diesen Anlagen handelt es sich um so genannte Schnellläufer. Anlagen mit mehr als drei Rotorblättern wurden nur in sehr kleinen Bauformen entwickelt.

Nur mit Auftriebsläufern können die hohen Wirkungsgrade der Betzschen Theorie erreicht werden.

Die Regelung der Rotordrehzahl erfolgt entweder über den so genannten Stalleffekt (Strömungsabriss), oder über eine Veränderungen des Anstellwinkels des Rotorblattprofils (Pitchen). Weitere Informationen dazu weiter unten im Abschnitt Bestandteile einer WEA - Rotorblätter.

Widerstandsläufer

Parallel dazu gibt es schon wesentlich länger die so genannten Widerstandläufer (beispielsweise Westernmill - bekannt aus Westernfilmen), die über die gesamten Rotorfläche viele Rotorblätter haben. Diese Anlagen setzen dem Wind ihre Rotorfläche entgegen und wandeln den Druck des Windes in eine Drehbewegung um. Sie sind aufgrund des höheren Drehmoments bei geringer Windstärke gut für das Verrichten von mechanischer Arbeit geeignet. Eine übliche Anwendung ist das Heben von Wasser (Pumpen). Zu dieser Kategorie gehört auch die "klassische" europäische Windmühle. Widerstandsläufer haben einen schlechten Wirkungsgrad (maximal ca.15 %), da ihre Rotoren nicht aerodynamisch geformt sind. Dafür sind sie jedoch oft einfach und robust aufgebaut.
Bei einem Widerstandläufer ist die Schnelllaufzahl immer kleiner als eins.

Lee- und Luv-Läufer

Weiterhin unterscheidet man, ob sich der Rotor auf der dem Wind zugewandten Seite (Luvläufer) oder auf der dem Wind abgewandten Seite (Leeläufer) des Turmes befindet. Leeläufer haben zwar den Vorteil, dass die Gefahr einer Rotorblattberührung mit dem Turm deutlich geringer ist, sie haben sich bei großen Anlagen jedoch nicht durchgesetzt, da es zu Unstetigkeiten in der Rotordrehzahl und zu Schwingungen kommt, wenn ein Rotorblatt den Windschatten des Turmes durchquert. Ein anderer Vorteil von Leeläufern ist, dass (bei kleinen Anlagengrößen) auf ein Windnachführungs-Mechanismus verzichtet werden kann. Dadurch, dass der Rotor auf der windabgewandten Seite läuft, dreht der Wind ihn automatisch in die richtige Richtung (passive Windnachführung).

Windenergieanlagen mit vertikaler Rotationsachse

Windenergieanlagen mit vertikaler Rotationsachse unterscheidet man in

Savonius-Rotor,
Darrieus-Rotor oder
Flettner-Rotor (siehe auch Anton Flettner).

Diese Typen fanden, mit Ausnahme von Windgeschwindigkeitsmessgeräten, so genannten Schalenkreuzanemometern (Savonius-Rotor), nur wenig Verbreitung. Die Ursache dafür liegt entweder in dem geringeren Wirkungsgrad, oder dem Betriebsverhalten (kein Selbstanlauf beim Darrieus-Rotor).

Nahaufnahme Rotornabe

Bestandteile einer Windenergieanlage

Eine Windenergieanlage besteht aus dem Fundament, dem Turm, einer Maschinengondel mit dem Generator, dem Getriebe (außer Enercon), dem Rotor mit Nabe und Rotorblättern sowie der notwendigen Elektronik und Netzanschlusstechnik im Fuß des Turmes oder außerhalb. Diesem kommt eine ganz entscheidende Rolle zu, da auf ihm die Gondel befestigt wird. Durch größere Anlagenhöhen kann aufgrund der höheren Windgeschwindigkeiten und des konstanteren Windes mehr Ertrag gewonnen werden. Der Turm muss bei allen Betriebsbedingungen die Schwingungen der Gondel sicher und dauerhaft aushalten.

Schema einer Windenergieanlage

Generator

Getriebeanlagen
Anlagen ohne Getriebe

Rotorblätter

Die Rotorblätter sind elementarer und prägender Bestandteil einer Windenergieanlage. Durch sie wird die Energie dem Wind entnommen und dem Generator zugeführt. Sie sind für einen Teil der Betriebsgeräusche verantwortlich und werden daher immer mehr auf Geräuschminderung und Ertragsteigerung optimiert.

Die Rotorblätter moderner Windenergieanlagen bestehen aus glasfaserverstärktem Kunststoff. Sie werden in Halbschalen-Sandwichbauweise hergestellt und besitzen im inneren Versteifungsholme oder -stege. Auch Kohlenstofffasern haben bereits bei einigen Herstellern Eingang in die Fertigung gefunden.

Stallläufer
Pitchläufer

Blitzschutz

Die Rotorblätter sind mit einem Blitzschutzsystem ausgerüstet, das die Entladung an die Erdung des Maschinenhauses abgibt.

Vereisung

Eisbildung führt zu einer Wirkungsgradminderung, da sie die Form und damit das aerodynamische Profil der Blätter verändert. Sie führt auch zu Unwuchten am Rotor. Abfallende Eisbrocken stellen eine erhebliche Gefährdung der näheren Umgebung einer WEA dar. Eisbildung tritt jedoch nur selten bei bestimmten Wetterlagen auf. Die Anlagen schalten sich bei erkanntem Eisansatz automatisch ab.

Die Rotorblätter einiger Firmen können mit einer Rotorblattheizung ausgerüstet werden. Diese soll Eisansatz an Blättern verhindern, beziehungsweise abtauen. Die Heizung hat eine Leistung im ein-zweistelligen KW-Bereich/Rotorblatt. Die von ihr benötigte Leistung ist gering gegenüber der eingespeisten Leistung, wenn die Anlage läuft (mehrere hundert kW). Die Heizung wird nur aktiviert, wenn sie benötigt wird.

Die Verbesserung der Eisansatzerkennung und -verhinderung ist aktueller Forschungsgegenstand.

Turmvarianten

Die Hersteller bieten meist verschiedene Turmhöhen und Varianten für die gleiche Anlage an. Bei kleineren Anlagen (bis ca. 500kW) wurden zum Teil Türme mit Außenaufstieg, also einer Leiter außen am Turm, verwendet. Dies erlaubte eine schlankere Gestaltung der Türme, da 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 noch eine Materialwinde.

Stahltürme bestehen meist aus 2-4 Segmenten, die mit Flanschverbindungen verschraubt werden. Die Wandstärken betragen etwa 20-40 mm. Auch das Verschweißen von Segmenten auf der Baustelle wird getestet. Die 100 m-Türme wurden danach in einem Stück aufgerichtet und mit dem Fundament verschweißt. Vorteil dieser Variante ist der Wegfall der Flanschverbindungen. Es handelt sich jedoch noch um Prototypen.
Betonturm in Gleitschalung (auch Vor-Ort-Betonturm genannt, da der Turm "vor Ort" gebaut wird und der Beton von einem regionalen Zulieferer kommt)
Betonturm in Fertigteilbauweise. Die Elemente werden auf der Baustelle aufeinandergesetzt und mit Stahlseilen in der Wandung verspannt.

Gittermast-Windenergieanlagen bei Tarifa

Gittermast

Beispiele für Turmhöhen in Bezug auf Rotorduchmesser und Nennleistung...

etwa 40 m Rotordurchmesser etwa 500-600 kW Nennleistung, etwa 40-65 m Nabenhöhe
etwa 70 m Rotordurchmesser 1,5-2 MW Nennleistung, etwa 65-114 m Nabenhöhe

Die Höhe des Turmes ist ein entscheidender Faktor für den Ertrag einer Winenergieanlage. In höheren Luftschichten weht der Wind konstanter und ist weniger Störungen durch Fauna oder Bebauung unterworfen. Während an Küstenstandorten aus Kostengründen relativ kleine Türme zum Einsatz kommen, werden speziell im Binnenland vor allem hohe Türme aufgestellt.

Fundamentvarianten

Beim Tellerfundament bildet ein großer Stahlbetonteller den Fuß der Anlage. Er befindet sich unter einer Erdschicht und ist eine der am häufigsten angewandten Fundamentvarianten.
Bei einer Pfahlgründung werden die Fundamentplatten (Tellerfundamente) mit Pfählen im Erdboden verankert.
Tripod (offshore)
Monopile (offshore) Dabei wird ein einzelner Mast im Erd- bzw. Seeboden versenkt.
Schwerkraftfundamente (offshore) werden beispielsweise in der Form von großen Betongewichten auf dem Seeboden abgelegt, die so schwer und stabil sind, um die Kräfte der WEA ohne weitere Verankerungen am Seeboden aufzunehmen.

Regelung

Die WEA wird von der Betriebsführung bei ertragsversprechender Windgeschwindigkeit (Anlaufwindgeschwindigkeit) hochgefahren und bei zu großer Windgeschwindigkeit (Abschaltwindgeschwindigkeit) wieder abgeschaltet, um eine mechanische Überlastung zu verhindern. Die Windgeschwindigkeit wird dabei über das Anemometer ermittelt, beziehungsweise aus der Drehzahl des Rotors und der abgegebenen Leistung abgeleitet. Neuere Anlagen besitzen eine Sturmregelung. Diese erlaubt den Betrieb der Anlage auch bei sehr hohen Windgeschwindigkeiten mit reduzierter Leistung. Sie sorgt auch für ein "sanftes" Abschalten der Anlage um Spannungseinbrüche im Stromnetz zu verhindern.

Anlauf- und Abschaltwindgeschwindigkeit

Der Betrieb einer Windenergieanlage ist nur ab einer bestimmten Windgeschwindigkeit, der so genannten Anlauf- oder Einschaltwindgeschwindigkeit, sinnvoll. Sie liegt in der Regel bei etwa 2-4 m/s (Windstärke 2-3). Ist die Windgeschwindigkeit zu gering, lässt man die Anlage trudeln, das heißt, die Blätter werden in Segelstellung gedreht und die Anlage befindet sich im Leerlauf. Dazu wird der Generator beziehungsweise der Wechselrichter vom Stromnetz getrennt. Ein Festsetzen des Rotors belastet die Lager mehr als der Trudelbetrieb. Im Leerlauf wird die Anlage zum (wenn auch nur geringen) Stromverbraucher, da die Regelelektronik und die Stellantriebe für Rotorblattverstellung und Windnachführung mit Energie aus dem Netz versorgt werden. Die Anlagen besitzen auch eine Notstromversorgung, um bei Netzausfall ein sicheres Abschalten (Blätter in Segelstellung drehen) zu gewährleisten.

Drehzahlregelung

Drehzahlvariable pitchgeregelte Anlagen

Drehzahlvariable pitchgeregelte Anlagen stellen zur Zeit den aktuellen Stand der Technik im Windenergieanlagenbau dar.

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

Momentenregelung:

Um eine optimale Leistungsausbeute zu erreichen wird die Drehzahl der Anlage im Teillastbereich auf das optimale Verhältnis zwischen Umfangsgeschwindigkeit des Rotors und Windgeschwindigkeit eingestellt (lambda opt.). Die Blätter sind dabei auf den Blattwinkel eingestellt, der das höchste Antriebsmoment an der Rotorwelle erzeugt, die Drehzahl wird über das Gegenmoment am Generator beeinflusst.

Pitchregelung:

Ist bei Nennwindgeschwindigkeit das maximale Gegenmoment am Generator erreicht, kann die Drehzahl durch weiteres Erhöhen des Generatormoments nicht mehr auf dem Arbeitspunkt gehalten werden. Um dem System Energie zu entziehen wird der aerodynamische Wirkungsgrad der Blätter dadurch verschlechtert, dass sie aus ihrem optimalen Anstellwinkel herausgefahren werden (pitchen). Die Drehzahl der Anlage wird somit ab Erreichen des maximalen Generatormoments über den Anstellwinkel der Blätter beeinflusst.

Drehzahlstarre Stallanlagen

Drehzahlstarre Anlagen der 500 kW-Klasse stellten lange Zeit den Stand der Technik im Windenergieanlagenbau dar. Sie bestehen aus einem Dreiblattrotor mit nicht verstellbaren Rotorblättern, der seine Drehbewegung über ein Getriebe an den Generator leitet. Der Generator läuft netzsynchron. Durch die elektrische Verschaltung am Generator können meist zwei Drehzahlen gefahren werden, um den Teillast- und Volllastbereich abzudecken. Dieser Anlagentyp ist maßgeblich für den schlechten Ruf der Windenergie in Bezug auf die Netzverträglichkeit verantwortlich. Es ist nur in einem Toleranzbereich möglich die Rotordrehzahl konstant zu halten. Windböen können kurzzeitige Lastspitzen verursachen, die zu Frequenz- und Spannungschwankungen im Stromnetz führen. Dieses Manko konnte erst durch drehzahlvariable Anlagen mit einem Netzwechselrichter ausgeglichen werden.

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

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

Drehzahlstarre Aktivstallanlagen

(...)

Windrichtungsnachführung

Die Windrichtungsnachführung kann entweder durch den Wind selbst, mittels einer Windfahne, erfolgen, oder durch Stellmotoren (Azimuthantrieb), wie es bei großen Anlagen üblich ist. Die Windrichtung wird über Sensoren ermittelt (siehe auch beispielsweise Windrichtungsgeber).

Bei ständig wechselnder Windrichtung wird die Anlage automatisch nachgeführt. In einigen Fällen kann es vorkommen, dass das Maschinenhaus dabei mehrere Umdrehungen in eine Richtung vollführt. Um die Kabel, die den Strom und die Steuersignale leiten nicht zu sehr zu verdrehen ist die Anzahl der Maschinenhausumdrehungen in eine Richtung auf etwa drei bis vier begrenzt. Die Anlagensteuerung kontrolliert diese Position und sorgt bei Bedarf für Entdrillung. Dies wird häufig bei Schwachwind, beziehungsweise bei Windstille vorgenommen. Man kann daher hin und wieder eine Anlage "Karussell fahren" sehen.

Schattenwurfregelung/Diskoeffekt

Anlagen, bei denen die Gefahr des Schattenwurfes besteht, können mit einer sonnenstands- und wetterabhängigen Schattenwurfregelung ausgerüstet werden. Diese schaltet die Anlage ab, wenn Gefahr besteht, dass unerwünschter Schattenwurf (beispielsweise auf Wohngebiete) entsteht.

Siehe auch: Diskoeffekt (Lichtreflektionen durch die Rotorblätter)

Schallreduzierter Betrieb

Anlagen, die in der Nähe von Wohngebieten stehen, können zu bestimmten, lärmsensiblen Zeiten (nachts) in einen schallreduzierenden Betriebszustand gebracht werden. Da die Lärmemission einer WEA besonders von ihrer Blattspitzengeschwindigkeit abhängt, wird dazu die Drehzahl der Anlage abgesenkt. Mit der Absenkung der Drehzahl geht bei höheren Windgeschwindigkeiten immer ein Ertragsverlust einher.

Netzeineinspeisung

Netzrückwirkungen (Blindstromkompensation, kurzzeitige Schwankungen, etc.)

Sonderaustattungen

Im Windpark Holtriem bei Westerholt gibt es eine Windenergieanlage, die mit einer Aussichtsplattform ausgerüstet ist. Manche Windenergieanlagen dienen auch als Standort für Sendeantennen von Funkdiensten mit kleiner Leistung im UKW-Bereich, wie den Mobilfunk.

Forschung und Entwicklung

Die Forschung beschäftigt sich derzeit intensiv mit diesen Problemen und versucht, die Technologie weiter zu entwickeln. Hauptziele sind dabei die Verringerung der negativen Auswirkungen auf Mensch und Natur sowie ein höherer Wirkungsgrad.

Die Verbesserung der Energiebilanz von Windenergieanlagen ist ein weiterer Aspekt der Forschung. So liefern moderne Windanlagen die Energie, die für die Herstellung, Installation, Wartung und schließlich Demontage aufgewendet werden muss, schon nach drei bis sechs Monaten. Anlagen aus den 1980er Jahren benötigten dazu noch sechs bis zwölf Monate.

Die Forschung und Entwicklung in Deutschland wird staatlich gefördert. So unterhält das Land Niedersachsen mit dem Deutschen Windenergie-Institut, DEWI, als 100%ig landeseigener Gesellschaft eines der international führenden Institutionen im Bereich Windenergie, mit dem Sitz in Wilhelmshaven. Dort findet auch alle zwei Jahre die Deutsche Windenergie-Konferenz (DEWEK) statt.

Energiespeicherung

Es wird auch die Kombination von WEA mit anderen Energieformen und Energiespeichern untersucht. Ziel ist es dabei die Unstetigkeit der Windleistung zu kompensieren. Mögliche Speichertechniken existieren bereits in Form von Pumpspeicherkraftwerken die potentielle Energie von angehobenen Wasser oder Luftdruck ausnutzen. Des weiteren eigenen sich elektrochemische Akkumulator Zellen und Verfahren die überschüssige Energie in chemische Energievektoren (beispielsweise Wasserstoff) umwandeln, die gespeichert und bei Bedarf wieder in die meist gewünschte, leicht transportierbare elektrische Energie umgewandeln werden können.

Auf der norwegischen Insel Utsira wurde im August 2004 das erste autarke Stromnetz eingeweiht, dass ausschließlich von Windenergie als Primärenergie gespeist wird. In dem auf 2-3 Jahre angelegten Versuch (der erste in diesem Maßstab) sollen 10 Haushalte der insgesamt 70 Haushalte ihren Strom von einer Enercon E-30-Anlagen beziehen. Kurzfristige Stromschwankungen werden durch einen Schwungradspeicher (5 kWh) ausgeglichen. Überschüssige Energie wird in Form von Wasserstoff in einem Druckspeicher mit einer Kapazität von maximal drei Tagen zwischengespeichert. Dieser wird bei Flaute oder Sturm, also dann wenn die WEA's nicht ausreichend Energie liefern, über eine 60-kW-Brennstoffzelle wieder in Strom umgesetzt. Ein Generator dient während der Erprobung der Anlage der Absicherung der Verfügbarkeit. Einer der Hauptinvestoren ist der norwegische (Öl-) Konzern Hydro mit seiner Wasserstoffsparte.

Siehe auch: Aufwindkraftwerk

Politischer Einfluss

Ganz entscheidend für den Aufschwung der Windenergie in der Bundesrepublik Deutschland war das Stromeinspeisungsgesetz von 1991, das die Stromnetz-Betreiber und damit auch die Endverbraucher zur Abnahme des gewonnenen Stroms verpflichtete. Diese Förderung wurde von der seit 1998 bestehenden rot-grünen Bundesregierung im Jahr 2000 im Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) mit Einschränkungen fortgeschrieben. Das Gesetz sichert den Betreibern von Windenergieanlagen degressiv gestaltete, feste Vergütungen des eingespeisten Stroms zu, die derzeit über dem durchschnittlichen Börsenwert des Stroms (bis zu 7 Cent/kWh) liegen. Die den Stromverbrauchern dadurch entstehenden Mehrkosten belaufen sich im Schnitt auf bis zu 15 Euro pro Haushalt und Jahr. (Rechnung: 4000 kWh pro Haushalt und Jahr, davon 6% Windanteil, EEG-Anteil bei einer mittleren Vergütung von 6 Cent/kWh; 240 kWh x 0,06€ : 12 Monate = 1,20 €/Monat für EEG-Windstrom). Die Festpreisvergütung im Rahmen des EEG hat zu einem starken Ausbau der Windenergienutzung in der BRD geführt. Ende 2003 war rund die Hälfte der gesamten europäischen Windenergieleistung (28.700 MW) in der BRD installiert, 10 Monate später bereits zwei Drittel. Anfang April 2004 verabschiedete der Deutsche Bundestag eine Novellierung des EEG. Diese sieht für 2004 eine um 0,5 Cent/kWh reduzierte Vergütung des Windstroms sowie eine stärkere Degression der Einspeisevergütung in den kommenden Jahren vor.

Windenergie in der Diskussion

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Windpark-Landschaft in Mecklenburg

Vor allem in Deutschland, bedingt durch Art und Umfang der Förderung, ist die Energieerzeugung aus Windkraft ein stark umstrittenes und oft auch ideologisch diskutiertes Thema.

Umweltschützer betonen, dass diese Energieform besonders schonend sei, da Wind, im Gegensatz zu Kohle oder Erdöl, eine erneuerbare Ressource ist und somit dauerhaft zur Verfügung steht. Während des Anlagenbetriebes entstehen im Gegensatz zu fossilen Energieträgern keine direkten Kohlendioxid-Emissionen. Ein weiteres Argument der Befürworter ist die weltweite Verfügbarkeit von Wind. Von einer Förderung der Windenergie versprechen sie sich mehr Gerechtigkeit, da auf diese Weise auch Staaten ohne Rohstoffvorkommnisse eine unabhängige Energieversorgung aufbauen könnten. Zudem berge die Windenergie weniger Risiken als die Kernkraft.

Als Hauptnachteil der Windenergie gilt - im Vergleich zu Energie aus herkömmlichen Atom-, Kohlekraftwerken - ihre unregelmäßige, mit dem Wind schwankende Leistungsabgabe. Allerdings nivellieren sich diese Schwankungen zunehmend, sobald man die Summe der eingespeisten Energie über größere Gebiete bildet. Verbleibende Schwankungen können heutzutage am besten durch flexible Kraftwerke, insbesondere Gaskraftwerke, ausgeglichen werden. Des weiteren sind zunehmend meteorologische Prognosesysteme im Einsatz, die es ermöglichen, die von Windparks in das Stromnetz eingespeiste Leistung mehrere Tage im voraus zu prognostizieren. Der oft befürchtete "Stromüberlauf", also einer Spannungsüberhöhung im Verbundnetz durch deutlich höhere eingespeiste als abgenommene Leistung wird von neueren Anlagen durch Herabregeln der Einspeiseleistung verhindert. Diese Anlagen sind in der Lage, Spannung und Frequenz im Verbundnetz zu stützen.

Weitere Argumente gegen Windenergieanlagen sind umstrittener, von starker Geräuschentwicklung über Schattenwurf beziehungsweise Blendung bis hin zum einfachen Einwand, Windräder verschandelten die Landschaft. Diskutiert wurde bereits Anfang der 1980er bei der deutschen Versuchsanlage GROWIAN darüber, ob vermehrt Vögel an schnell rotierenden Flügel zu Schaden kommen könnten; Zu diesem Thema gibt es inzwischen kontroverse Untersuchungen. Die Kritik, dass die Herstellung einer Windenergieanlage mehr Energie verbrauchen soll als die Anlage in ihrer Lebensdauer erzeugen könne, wurde in vielen Studien widerlegt, die Energierücklaufzeit beträgt etwa 2 bis 6 Monate, auch nach den konservativsten Schätzungen jedoch deutlich unter einem Jahr.

Darüber hinaus verbrauchen derartige Anlagen Landschaftsfläche. Dieses nicht regenerative Element kann beispielsweise die gemeindliche Entwicklung negativ beeinflussen, da genehmigte Anlagen nach deutschen Baurecht Bestandsschutz genießen. Allerdings befindet sich der überwiegende Anteil heute installierter Windkraftanlagen auf landwirtschaftlich genutzten Flächen, auf denen sie nur die Standfläche ihres Fußes vereinnahmen, während der Rest der Fläche um die Anlage problemlos weitergenutzt werden kann.

Um die erheblich stärkeren Winde auf See nutzen zu können, werden vermehrt Windparks im offenen Meer (off shore-Windparks) errichtet. Auch hier werden Bedenken vorgetragen; befürchtet werden beispielsweise Kollisionen mit Schiffen und eine Beeinträchtigung der Meeresökologie (vornehmlich durch Geräuschentwicklung unter Wasser während des Fundamentbaus). Hinzu kommt, dass die Strecke zu den Verbrauchern länger ist als bei den Anlagen an Land und zudem neu verkabelt werden muss. Die langen Leitungswege führen zudem zu einem Transportverlust von Energie, so dass die Energieausbeute aus den Anlagen sinkt. Kurzfristig beherrschbar scheint immerhin die Problematik der Korrosion durch die aggressive, salzhaltige Meeresluft, wenngleich nicht zu vergessen ist, dass eine Anlage auf offener See nicht so leicht zu warten ist, wie eine Anlage an der Küstenlinie und sie somit im Vergleich weitaus zuverlässiger sein muss. Ein weiteres Problem, welches jedoch durch technische Maßnahmen bei Windanlagen bis zu einer bestimmten Höhe lösbar ist, sind die Schwingungen, zu denen die Windanlagen von der Wellenbewegung angeregt werden. Diese können unter ungünstigen Bedingungen selbstverstärkent wirken und die Anlagen beschädigen und zerstören.

Der Offshore - Windpark „Butendiek“ westlich von Sylt ist zudem in einem Europäischen Schutzgebiet nach FFH (Flora Fauna Habitat-Richtlinie) geplant und wird deshalb kontrovers diskutiert. Insgesamt waren 2003 30 deutsche seegestützte Windparks geplant, 24 in der Nordsee, sechs in der Ostsee.

Im Dezember 2004 verbot das Bundesamt für Seeschifffahrt und Hydrographie zudem erstmalig zwei geplante Offshore-Windparks in der Ostsee vor Rügen. Betroffen sind die Anlagen "Adlergrund" sowie "Pommersche Bucht". Begründet wurde die Entscheidung mit den möglichen ökologischen Auswirkungen.

Statistik

Statistiken zur Windenergie in Deutschland	2001	2002	2003
Stromverbrauch gesamt	580,5 TWh	581,7 TWh	588,0 TWh
Windenergieanlagen (ohne Prototypen)	11.407	13.654	15.387
Stromerzeugung	10,7 TWh (1,8 %)	16,5 TWh (2,8 %)	18,6 TWh (3,2 %)
installierte Anlagenleistung	8,7 GW	11,8 GW	14,6 GW
durchschnittliche Nennleistung pro Anlage	763 kW	864 kW	949 kW
durchschnittliche Auslastung (% d. Nennleistung)	14,0	16,0	14,5
Quelle: VDN/VdEW

(weitere Statistiken zu den Herstellern unter Windenergieanlagenhersteller und Windenergie)

Internationale Rekorde

Die derzeit größten Windenergieanlagen (Stand Anf. 2005) sind die M5 der REpower Systems AG mit einem Rotordurchmesser von 126 Metern und die Multibrid M5000 (Durchmesser 116 m) der Multibrid Entwicklungsgesellschaft mbH, einer Firma der Prokon Nord-Gruppe mit jeweils 5 Megawatt Nennleistung. Von beiden existiert je ein Protoyp. Enercon hat bereits fünf E-112-Anlagen mit einer Nennleistung von je 4,5 MW errichtet und in Betrieb genommen.
Die kleinste kommerzielle Windenergieanlage ist dagegen eine Rutland 913 mit einer Leistung von lediglich 220 Watt.
Die derzeit höchste Windenergieanlage mit einem Fachwerkturm ist der "Ewige Fuhrmann", eine Vestas V66 in Kreuztal-Littfeld im Siegerland mit einer Höhe von rund 150 m und einem Rotordurchmesser von etwa 66 m auf. Das Maschinenhaus hat ein Gesamtgewicht von 63 Tonnen. Der Turm besteht aus Stahlfachwerk und wiegt etwa 145 Tonnen.
Der größte Windpark liegt unter dem Namen Horns Rev in Dänemark. Dort sind 80 Anlagen des Typs Vestas V80 aufgestellt, die zusammen einen geplanten Jahresenergieertrag von 600 Gigawattstunden erzielen sollen.
Die erste Windenergieanlage zur Wechselstromerzeugung befindet sich unter dem Namen Vester Egesborg an der Südspitze der Insel Falster in Dänemark. Sie wurde in den Jahren 1956 bis 1957 von J. Juul gebaut und verfügt über eine Leistung von 200 kW.
Die weltweit höchstgelegene Windenergieanlage wurde im Sommer 2002 auf dem Gütsch nahe Andermatt in der Schweiz in Betrieb genommen. Die getriebelose Anlage befindet sich auf 2300 Metern Höhe und soll über das Jahr verteilt 1,5 Mio Kilowattstunden elektrische Energie liefern.

Hersteller/Preise

Siehe dazu: Windenergieanlagenhersteller Dort befindet sich auch eine Übersicht über die Marktanteile.

Die Preise für Windenergieanlagen sind nicht eindeutig bezifferbar. Zum einen halten sich die Anbieter eher bedeckt, zum anderen müssen viele individuelle Rahmenbedingungen berücksichtigt werden. Dazu zählen beispielsweise die Art des Fundamentes, die Turmvariante, die Infrastruktur (Zuwegung zur Baustelle, Entfernung zum Stromnetz, Art der Einspeisung usw.)

Die Deutsche Energie-Agentur GmbH gibt die Preise (Stand 2004) bei Nennleistungen von 100 bis 1.000 kW zwischen 615 und 870 Euro und bei großen Anlagen im Megawattbereich zwischen 770 und 1.025 Euro/installiertem Kilowatt an (inklusive Montage und Abnahme). [1]).

Literatur

Albert Betz, Windenergie und ihre Ausnutzung durch Windmühlen, Staufen, Ökobuch, unveränderter Nachdruck aus dem Jahre 1926
Robert Gasch (Hrsg.), Windkraftanlagen, Stuttgart, Teubner
Erich Hau, Windkraftanlagen, 3. Aufl., Springer-Verlag Berlin Heidelberg New York, 2003, ISBN 3-540-42827-5, enthält auch einen recht ausführlichen Teil zur Geschichte der Windenergienutzung