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Windkraftanlage

Anlage zur Umwandlung der Energie des Windes in elektrische Energie
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Eine Windenergieanlage (WEA) wandelt Windenergie in elektrische Energie um und speist diese zumeist in das allgemeine Stromnetz ein. Dies geschieht, indem die kinetische Energie des Windes den Rotor in eine Drehbewegung versetzt, welche an einen elektrischen Generator weitergegeben und dort zu Elektrizität umgewandelt wird.

Im allgemeinen Sprachgebrauch und zum Teil auch in der Fachliteratur hat sich ebenfalls der Begriff: Windkraftanlage (WKA) etabliert, manchmal wird auch Windkraftwerk verwendet.

Dieser Artikel befasst sich mit leistungsstarken Windenergieanlagen zur Stromerzeugung. Weitere Anwendungen werden unter Windrad und Klein-Windkraftanlage erläutert. Die Stromerzeugung durch Nutzung des Aufwindes mittels hoher Türme erfolgt in Thermikkraftwerken.

Datei:Windkraftanlagen Dänemark.jpg
Windenergieanlagen an der dänischen Küste

Geschichte der Windenergieanlagen

Hauptartikel: Geschichte der Windenergienutzung

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

1920 zeigte Albert Betz (*1885 - †1968), dass physikalisch bedingt nur maximal 59,3 % der Energie des Windes nutzbar sind. Seine Theorie zur Formgebung der Rotorblätter ist auch heute noch Grundlage für die Auslegung der Anlagen.

Anfang der 1980er Jahre setzte sich das Dänische Konzept bei Windenergieanlagen durch. Es beinhaltet drehzahlstarre Windenergieanlagen mit Stallregelung, horizontaler Rotationsachse und drei Rotorblättern (siehe Technik-Abschnitt). In Dänemark wurden damals die Grundlagen für die moderne Windenergienutzung gelegt.

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

Mit dem Nachfolgegesetz, dem Erneuerbare-Energien-Gesetz, setzte sich diese Entwicklung fort. Heute (2005) gilt Deutschland als Weltmarktführer, besitzt auf seinem Boden die größte weltweit installierte Nennleistung und erzeugt mehr Strom aus Windenergie als aus Wasserkraft.

Grundlagen und Energiewandlung

Durch die dem Luftstrom entnommene Strömungsenergie sinkt die Windgeschwindigkeit direkt hinter dem Rotor. Da der Wind nicht bis zum Stillstand abgebremst werden kann, können nur bis zu maximal 16/27 ≈ 59,3 % der im Wind enthaltenen Leistung durch eine WEA entnommen werden. Dieser Wert wird nach dem Physiker, der ihn ermittelte, Betzscher Leistungsbeiwert (cp,Betz) genannt.

Wie bei allen Maschinen kann auch bei Windenergieanlagen das theoretische Maximum nicht erreicht werden. Moderne 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 % bis 85 % im Auslegungspunkt.

Eine weitere wichtige Kennzahl ist die sog. Schnelllaufzahl λ (lambda). Sie gibt das Verhältnis der Umfangsgeschwindigkeit des Rotors (Blattspitzengeschwindigkeit) zur Windgeschwindigkeit an. Dreiblattrotoren, wie sie heute bei großen Anlagen Standard sind, erreichen bei einer Schnelllaufzahl von 7 bis 8 den größten Wirkungsgrad. Durch den Betriebspunkt mit dem höchsten Leistungsbeiwert und der Auslegungsschnelllaufzahl ergibt sich auch die Auslegungswindgeschwindigkeit.

Auftriebsläufer

 
Enercon E-40 (Auftriebsläufer, drehzahlvariabel und pitchgeregelt)

Moderne Windenergieanlagen 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.

Nur mit Auftriebsläufern können hohe Wirkungsgrade, die den Werten der Betzschen Theorie nahekommen, 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 Drehzahlreglung.

Auch die Rotorblattanzahl ist ein Kriterium. Standard bei modernen Windenergieanlagen sind drei Blätter. In der Aufbruchszeit, etwa seit Mitte der 1970er Jahre bis weit in die 1980er Jahre hinein, wurden auch größere Anlagen. mit einem (z. B. Monopterus) oder zwei Rotorblättern. gebaut. Diese Anlagen haben eine noch höhere Schnelllaufzahl (bis zu 15). Anlagen mit mehr als drei Rotorblättern wurden nur in sehr kleinen Bauformen entwickelt. Nur der Dreiblattrotor konnte sich durchsetzen. Er ist schwingungstechnisch einfacher beherrschbar, als Ein- oder Zweiblattrotoren und läuft auch "optisch rund". Jedes weitere zusätzliche Blatt bedeutet Mehraufwand, der nicht durch zusätzlichen Ertrag der Anlage wieder eingebracht werden kann. Eine sehr hohe Blattanzahl führt daneben zu aerodynamischen Zuständen, die sich nur schwer wissenschaftlich beschreiben lassen, da sich die Luftströmungen an den Blättern dann gegenseitig beeinflussen.

Widerstandsläufer

Parallel zu den Auftriebsläufern gibt es schon wesentlich länger die so genannten Widerstandsläufer, 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 gegen die Rotorblätter in eine Drehbewegung um. Zu dieser Kategorie gehört auch die "klassische" europäische Windmühle. Sie sind aufgrund des relativ größeren Drehmoments bei geringer Windstärke gut für das direkte Verrichten von mechanischer Arbeit geeignet. Eine übliche Anwendung ist das Heben von Wasser (Pumpen).

Widerstandsläufer haben einen schlechten Wirkungsgrad. Sie können theoretisch nur Leistungsbeiwerte bis cp=0,2, also etwa ein Drittel des Betzschen Leistungsbeiwertes erreichen. Die realen Beiwerte liegen hier noch niedriger. Der Großteil der Energie wird in die Verwirbelung (Drallbewegung) der Luft hinter dem Rotor umgesetzt. Dieser Effekt läßt erst mit steigender Schnelllaufzahl nach. Dafür sind sie jedoch einfach und robust aufgebaut.

Leistung und Ertrag

Bei Nennwindgeschwindigkeit gibt eine WEA ihre Nennleistung ab. Diese ist immer größer als die Auslegungswindgeschwindigkeit und liegt meist zwischen 12 m/s und 16 m/s (Windstärke 6–7 Bft). 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, um Schäden zu vermeiden.

Da der Wind keine konstante Größe ist, kann aus der Nennleistung, machmal auch als installierte Leistung bezeichnet, nicht ohne weiteres auf den zu erwartenden Jahresertrag, also die von der WEA in das Stromnetz eingspeiste Strommenge, geschlossen werden. Hierzu müssen die lokalen Gegebenheiten des Windes, also Windstärke und Häufigkeitsverteilung, und Eigenschaften der WEA bekannt sein. Mit Hilfe eines Windgutachtens können die lokalen Windeigenschaften, einschließlich der zu erwartenden Unsicherheiten, routinemäßig ermittelt werden.

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

Bauformen

Windenergianlagen mit horizontaler Rotationsachse

 
Nahaufnahme Rotornabe

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), die sich zwischen Gondel und Turm befinden.

Man unterscheidet, 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, doch haben sie sich bei großen Anlagen nicht durchgesetzt. Es kann nämlich zu Unstetigkeiten in der Rotordrehzahl und zu Schwingungen kommen, 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

 
H-Darrieus-Rotor

Windenergieanlagen mit vertikaler Rotationsachse unterscheidet man in

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).

Technik von Windenergieanlagen

Da im wesentlichen nur Windenergieanlagen mit horizontaler Rotationsachse gebaut werden, beschränkt sich dieser Text auf Anlagen dieser Bauform.

Bestandteile einer Windenergieanlage

 
Schema einer Windenergieanlage

Eine WEA besteht aus dem Fundament, dem Turm, einer Maschinengondel mit dem Generator, dem Getriebe (außer Enercon), den Bremsen, dem Rotor mit Nabe und Rotorblättern, sowie der notwendigen Elektronik und Netzanschlusstechnik im Fuß des Turmes oder außerhalb. Dem Turm kommt eine ganz entscheidende Rolle zu, da auf ihm die sehr schwere Maschinengondel (bis zu mehreren hundert Tonen schwer) befestigt wird. Mit einer größeren Anlagenhöhe kann, aufgrund der höheren Windgeschwindigkeit und des konstanteren Windes, mehr Ertrag gewonnen werden. Der Turm muss allerdings bei allen Betriebsbedingungen die Schwingungen der Gondel sicher und dauerhaft aushalten.

Rotorblätter

Die Rotorblätter sind elementarer und prägender Bestandteil einer WEA. Durch sie wird die Energie dem Wind entnommen und dem Generator zugeführt. Sie sind für einen Teil der Betriebsgeräusche verantwortlich und deshalb werden sie nicht nur laufend auf einen höheren Wirkungsgrad hin optimiert, sondern auch auf Geräuschminderung.

Moderne Rotorblätter bestehen aus glasfaserverstärktem Kunststoff und werden in Halbschalen-Sandwichbauweise mit Versteifungsholmen oder -stegen im Inneren hergestellt. Auch Kohlenstofffasern haben bereits bei einigen Herstellern Eingang in die Fertigung gefunden.

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

Ein anderes Phänomen ist Eisbildung. Sie führt zu einer Wirkungsgradminderung, da sie die Form und damit das aerodynamische Profil der Blätter verändert. Auch Unwuchten des Rotors sind eine Folge. 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 Eisansatz automatisch ab, was in der Regel durch Unwuchten am Rotor erkannt werden kann. 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- bis zweistelligen Kilowatt-Bereich/Rotorblatt, was dennoch gering gegenüber der eingespeisten Leistung ( mehrere hundert bis zu tausende Kilowatt) ist.

Es gibt drei Konzepte wie ein Rotorblatt an das Schwanken der Windgeschwindigkeit angepasst werden kann. Man kann auf eine Änderung des Anstellwinkels des Rotorblatts verzichten und nur beim Aufbau der WEA die optimale Winkelstellung, z.b. für die mittlere Windgeschwindigkeit vor Ort, einstellen. Damit hätte der Rotor eine Stallregelung. Bei einer aktiven Stallregelung kann man das Blatt in Richtung des Windes drehen und bei einer Pitchregelung dreht man das Blatt gegen die Windrichtung.

Maschinenstrang

Für die elektromechanische Energieumwandlung werden Drehstrommaschinen, asynchroner und synchroner Bauart, eingesetzt. Die Drehzahl des Generators kann konstant, stufig verstellbar (zwei Stufen; für eine niedrige und eine hohe Windgeschwindigkeit) oder stufenlos verstellbar sein. In der Industrie haben sich verschiedene Varianten von Asynchronmaschinen und zusätzlich, für stufenlos verstellbare Generatoren, noch die Synchronmaschinen durchgesetzt.

Die einfachste Lösung einen elektrischen Asynchrongenerator zu betreiben, ist ihn auf nur eine Geschwindigkeit hin auszulegen. Bei einer Polpaarzahl von z.B zwei erhält man mit der Netzfrequenz von 50 Hz eine Drehfelddrehzahl von 1500 U/min. Wenn die Läuferdrehzahl ( Drehzahl des vom Getriebe übersetzten Rotors) über der Drehfelddrehzahl liegt, dann ist die Asynchronmaschine im Generator-Modus und wenn sie darunter liegt, dann arbeitet sie als Motor. Im Vollastbetrieb kann man im Generator-Modus mit einer Läuferdrehzahl von z.B. 1515 U/min rechnen. (Drehfelddrehzahl [U/min] = 60*Frequenz [Hz] / Polpaarzahl)

Bei einer Asynchronmaschine mit zwei fixen Drehzahlen, hat man die Möglichkeit die WEA wahlweise mit 2 oder 3 Polpaaren zu betreiben. Damit liegen die Drehfelddrehzahlen bei 1500 U/min und 1000 U/min. Der Vorteil besteht darin, dass so der Generator sowohl bei niedrigen als auch bei hohen Windgeschwindigkeiten mit hohem Wirkungsgrad arbeiten kann.

Heute setzt man in der Regel nicht mehr die einfachsten Varianten eines Asynchrongenerators ein, sondern solche, die über einen weiten Drehzahlbereich einen hohen Wirkungsgrad zeigen. Doppelt gespeiste Asynchronmaschinen mit Schleifringläufer und läuferseitigem Frequenzumrichter würden z.B. diesem Anspruch genügen. Damit hätte man einen Asynchrongenerator, der optimal für variable Drehzahlen und damit auch Windgeschwindigkeiten unterhalb der Nenn-Windgeschwindigkeit ist.

Dieses variable Verhalten weißt ebenfalls der Synchrongenerator auf. Er hat als weiteren Vorteil, dass er mit Drehzahlen in der Größenordnung der Drehzahl des Rotors betrieben werden kann. Damit kann das Getriebe entfallen, was man mit einem sehr großen Dürchmesser ( > 5 m) und höherem Gewicht erkauft.

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

Die Leistungsfähigkeit und damit auch die Kosten der Bremse hängen von der Wahl der Rotorblattsteuerung ab. Bei einer Version mit Stallregelung muß die Bremse in der Lage sein, die gesamte Bewegungsenergie im Notfall aufnehmen zu können und deshalb muß sie sehr leistungsfähig sein. Anlagen mit aktiver Stallregelung und Pitchregelung können die Rotorblätter aus dem Wind drehen und so fällt die Bremsanlage kleiner und günstiger aus.

Zertifizierungsgesellschaften, wie z.b. der Germanische Lloyd, setzen Vorgaben fest für die Teile des Motorstranges in Bezug auf: Geräusch, Schwingungsverhalten und Lastprofile. Dies ist von großer Bedeutung, da diese Teile aussergewöhnlichen Beanspruchungen unterliegen.

Elektrik/Elektronik

Die elektrische Ausrüstung läßt sich in das System zur Wandlung der gewonnenen Energie (Generator), in das System zur Netzeinspeisung und das Steuer- und Überwachungssystem für den Anlagenbetrieb, unterteilen.

Bei den älteren drehzahlstarren Anlagen wurde der Generator, teils mit Zwischentransformator zur Spannungsanpassung, direkt an das öffentliche Stromnetz gekoppelt. Er lief ebenfalls mit Netzfrequenz.

Bei modernen drehzahlvariablen Anlagen schwankt der vom Generator erzeugte Wechselstrom in Frequenz und Betrag ständig. Deshalb wird er mit einem Gleichrichter in Gleichstrom umgewandelt, gefiltert und in einem Wechselrichter wieder in Wechselstrom zurück verwandelt. Zusätzlich wird einem Asynchrongenerator eine Vorrichtung zur Blindleistungskompensation parellel geschaltet. Zuletzt transformiert man die Spannung auf das Netzanschluß-Niveau und schließt die WEA zusammen mit einer Messeinrichtung zur Bestimmung des eingespeisten Stroms ans Stromnetz an.

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

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

Netzeineinspeisung

Bei der Netzeinspeisung ist auf Netzrückwirkungen (Blindstromkompensation, kurzzeitige Schwankungen, etc.) zu achten. Ggf. ist auch die Zwischenschaltung eines Stromrichters (ggf. mit Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragung (HGÜ) anzuwenden), was aber teuer ist (wurde in Gotland realisiert). Einspeisungen von Windenergieanlagen in das Bahnstromnetz wurden bisher nicht realisiert.

Turmvarianten

Die Hersteller bieten meist verschiedene Turmhöhen und Varianten für die gleiche Anlage an. Bei kleineren Anlagen (bis ca. 500 kW) wurden zum Teil Türme mit Außenaufstieg, also einer Leiter außen am Turm, verwendet. Dies erlaubte eine schlankere Gestaltung der Türme, da 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 zwei bis vier Segmenten, die mit Flanschverbindungen verschraubt werden. Die Wandstärken betragen etwa 20 bis 40 mm. Auch das Verschweißen von Segmenten auf der Baustelle wird getestet. Die 100-m-Türme werden 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-Windenergieanlage bei Tarifa
  • Gittermast

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

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

Die Höhe des Turmes ist ein entscheidender Faktor für den Ertrag einer WEA. In höheren Luftschichten weht der Wind konstanter und ist weniger Störungen durch Fauna oder Bebauung unterworfen. Während an Küstenstandorten schon relativ kleine Türme ausreichen, werden speziell im Binnenland vor allem hohe Türme aufgestellt. Die Berechnung der Türme erfolgt für die vorgesehene Lebensdauer der Anlage. Vorhandene Türme können daher nach Ablauf der Lebensdauer in aller Regel nicht als Träger für moderene Anlagengenerationen genutzt werden.

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) Die Anlage wird auf einen dreibeinigen Fuß gestellt.
  • Monopile (offshore, pile: engl für Pfahl, Pfosten) 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.

Sonderaustattungen

Im Windpark Holtriem bei Westerholt gibt es eine WEA, die mit einer Aussichtsplattform ausgerüstet ist. Über eine Innenwendeltreppe gelangen die Besucher zum 68 m hohen verglasten Aussichtsrondell unter dem Maschinenhaus. Manche Windenergieanlagen dienen auch als Standort für Sendeantennen von Funkdiensten mit kleiner Leistung im UKW-Bereich, wie den Mobilfunk.

Offshoreausrüsung

Siehe auch Windpark

Windenergieanlagen auf dem offenen Meer sind stark korrosionsanfällig durch die aggressive, salzhaltige Meeresluft, wenn sie nicht vollständig gekapselt sind.

Zum Aufbau, beim Austausch von Komponenten und bei der Wartung vor Ort benötigen Offshore-Windenergieanlagen einige Änderungen in der Konstruktion. So muß die komplette Anlage auf im Durchschnitt höhere Windgeschwindigkeiten ausgelegt sein, was z.B. eine Verbesserung des Rotors notwendig macht. Wenn der Rotor nämlich die höheren Windgeschwindigkeit einfach nur runterregelt, dann kann zwar von der größeren Häufigkeit, aber nicht vom stärkeren Wind profitiert werden. Ein weiteres Standortproblem sind die Schwingungen, zu denen eine WEA durch die See angeregt werden kann. Unter ungünstigen Bedingungen können sie selbstverstärkend wirken und die Anlagen beschädigen und zerstören.

Da deutsche Windenergieanlagen nicht in der Nähe der Küste, sondern in der Regel weit draußen in tiefem Wasser geplant werden, muß der Zugang zu den Anlagen z.B. mit einem Hubschrauber ermöglicht werden. Auch der Transport der erzeugten elektrischen Energie, bis zum Einspeisepunkt an der Küste, bedarf gesonderter Vorkehrungen. Es ist an Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragung gedacht, um die Leitungsverluste zu minimieren.

Zur Gründung einer WEA auf See muß man auf marine Technologien zurückgreifen. Da immer mit Schiffskollisionen zu rechnen ist, muß man die Stabitität so wählen, dass die WEA zwar einem Orkan trotzt, aber nicht der Schiffshülle von z.B. einem Öltanker.

Regelung und Betriebsführung

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

Anlauf- und Abschaltwindgeschwindigkeit

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

Ist die Windgeschwindigkeit für einen wirtschaftlichen Betrieb zu gering, wird die Anlage in Leerlauf- bzw. Trudelzustand versetzt. Dabei werden die Blätter bei einer Anlagen mit Pitchregelung in Segelstellung gedreht, Stallanlagen werden aus dem Wind gedreht. Ein Festsetzen des Rotors würde die Lager mehr belasten als der Trudelbetrieb mit leichter Bewegung. Der Generator, beziehungsweise der Wechselrichter wird vom Stromnetz getrennt.

Abgeschaltete Anlagen sind geringe Stromverbraucher, da die Regelelektronik und die Stellantriebe für Rotorblattverstellung und Windnachführung mit Energie aus dem Netz versorgt wird. Die Anlagen besitzen auch eine Notstromversorgung, um bei Netzausfall ein sicheres Abschalten (Blätter in Segelstellung drehen und/oder bremsen) zu gewährleisten.

Ab einer Windgeschwindigkeit von 2-4 m/s (Windstärke 2 - 3 Bft) schaltet die Regelung die WEA ein, da erst dann nennenswerte Energiemengen in das Stromnetz abgegeben werden können.

Im Betriebsbereich wird die Anlage entsprechend den nachfolgenden Drehzahlregelkonzepte betrieben.

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

Neuere Anlagen besitzen eine Sturmregelung. Diese erlaubt den Betrieb der Anlage bei fast jeder Windgeschwindigkeit, da sie bei "Sturm" die Rotorblätter so verstellt, dass die Anlage im sicheren Betriebszustand verbleibt. Sie sorgt auch für ein "sanfteres" Abschalten der Anlage, um Spannungseinbrüche im Stromnetz zu verhindern.

Drehzahlregelung

Eine WEA ist nur dann optimal zu betreiben, wenn die Rotordrehzahl und die Generatordrehzahl auf die augenblicklich herschende Windgeschwindigkeit abgestimmt sind. Dabei muß man unterscheiden, welches Regelkonzept der Hersteller für den Rotor (Stall, Aktiv-Stall oder Pitch) und welches für den Generator ( konstant, zwei stufig oder variabel) gewählt hat.

Regelkonzepte
 
Rotorblatt bei unterschiedlichen Windgeschwindigkeiten je nach Regelkonzept

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

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

Der Generator bringt ein Gegenmoment zum Rotor auf. Es ist abhängig, von der Leistungsabgabe des Generators. Bei einer Asynchronmaschine mit zwei fixen Drehzahlen, muß die WEA je nach Windstärke zwischen diesen beiden Stufen umschalten. Ausserdem kann man beim Einschalten der Anlage den Strombedarf mit z.B. der Stern-Dreieck-Schaltung) verringern.

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

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 (Nennleistung) erreicht, kann die Drehzahl durch weiteres Erhöhen des Generatormoments nicht mehr auf dem Arbeitspunkt gehalten werden. Daher wird der aerodynamische Wirkungsgrad der Blätter verschlechtert, indem sie aus ihrem optimalen Anstellwinkel herausgefahren werden. Diesen Vorgang nennt man Pitchen (von engl. pitch=neigen). Die Drehzahl der Anlage wird somit, ab Erreichen des maximalen Generatormoments, über den Anstellwinkel der Blätter beeinflusst. Böen werden durch kurzzeitige Erhöhung der Rotordrehzahl und Verstellung des Anstellwinkels besser ausgesteuert, als bei anderen Anlagen. Die Trennung von Generator und Netzeinspeisung verhindert Rückwirkungen der Rotordrehzahl auf Netzfrequenz und Spannungstabilität, diese Schawnkungen werden durch Einspeiseleitungen aufgefangen.

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

Netzsynchrone Anlagen mit Stallregelung

Dieser Anlagentyp wurde auch als "Dänisches Konzept" bekannt und stellte lange Zeit den Stand der Technik im Windenergieanlagenbau bis zu einer Nennleistung von etwa 500 kW dar. Er besteht 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 WEA 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. Viele dieser Anlagen verfügen über eine mechanische Betriebsbremse, eine große Scheibenbremse zwischen Getriebe und Generator, die bei Überdrehzahl eingesetzt wird um den Rotor wieder auf Nenndrehzahl zu bringen. Eine weitere Bremsmöglichkeit ist die sogenannte Blattspitzenbremse. Dabei wird das Ende des Rotorblattes durch die Fliehkraft auf einer schneckenförmigen Wellen aus dem Blatt herausgezogen und dabei quer zur Anstömung gestellt.

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

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

Netzsynchrone Anlagen mit aktiver Stallregelung

Aktiv-Stallanlagen sind der Versuch das Konzept der Stallregelung und des netzsynchronen Betriebes ohne teueren Gleich- und Wechselrichter auch auf größere Anlagen bis in den Megawattbereich zu übertragen. Bei diesen Anlagen läßt sich der Strömungsabriß an den Rotorblättern zusätzlich über eine Blattverstellung steuern. Schwankungen im Wind (Böen) können so besser als bei reinen Anlagen mit Stallregelung ausgeglichen werden. Die Blattverstellung arbeitet entgegengesetzt der Pitchregelung. Während beim Stalleffekt der Anstellwinkel immer weiter erhöht wird, bis es zum Strömungsabriss kommt, wird der Anstellwinkel bei Pitchanlagen verringert und damit der Auftrieb reduziert. Im Sturmfall können die Blätter mit der Hinterkante nach vorn gedreht werden. Die Anlage muß dann nicht aus dem Wind geschwenkt werden.

Windrichtungsnachführung

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

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 oder bei Windstille vorgenommen. Man kann daher hin und wieder eine Anlage "Karussell fahren" sehen, wobei eine Gondelumdrehung etwa 10 bis 20 Minuten dauert.

Schattenwurfregelung/Diskoeffekt

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

Zur Vermeidung des Diskoeffekts (Lichtreflektionen durch die Rotorblätter) hat sich die Verwendung von nichtreflektierender Farbe durchgesetzt.

Schallreduzierter Betrieb

Windenergieanlagen, die in der Nähe von Wohngebieten stehen, können zu bestimmten, lärmsensiblen Zeiten, beispielsweise nachts, in einen schallreduzierenden Betriebszustand gebracht werden. Da die Lärmemission besonders von der Blattspitzengeschwindigkeit und dem Getriebe abhängt, wird dazu die Drehzahl des Rotors abgesenkt. Diese Maßnahme führt jedoch immer auch zu einem Ertragsverlust für den Betreiber.

Forschung und Entwicklung

Seit einiger Zeit hat sich eine staatliche Forschung zu Windenergieanlagen in Universitäten und Forschungsinstituten gebildet. Dazu gehört auch das Deutsche Windenergie-Institut, DEWI, mit Sitz in Wilhelmshaven. Dort findet alle zwei Jahre die Deutsche Windenergie-Konferenz (DEWEK) statt.

Schwerpunkte der Forschung sind zur Zeit die offshore-Windenergieanlagen und deren Einfluß auf die Ökologie. Es wird auch das Zusammenspiel von Windstrom mit konventionell erzeugtem Strom untersucht. Ein Aspekt ist die Unstetigkeit der Windleistung, die mit Energiespeicher kompensiert werden könnte. Techniken existieren bereits in Form von Pumpspeicherkraftwerk, elektrochemische Akkumulator-Zellen und Verfahren die überschüssige Energie in chemische Energievektoren (beispielsweise Wasserstoff) umwandeln.

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 zwei bis drei Jahre angelegten Versuch, dem ersten in diesem Maßstab, sollen zehn der insgesamt 70 Haushalte ihren Strom von zwei Enercon E-40-Anlagen beziehen. Kurzfristige Stromschwankungen werden durch einen Schwungradspeicher (5 kWh) ausgeglichen. Überschüssige Energie wird in Form von Wasserstoff in einem Druckspeicher mit einer Kapazität von maximal drei Tagen zwischengespeichert. Dieser wird bei Flaute oder Sturm, also dann wenn die Anlagen nicht ausreichend Energie liefern, über eine 60-kW-Brennstoffzelle wieder in Strom umgesetzt. Ein Generator dient während der Erprobung der Absicherung der Verfügbarkeit. Einer der Hauptinvestoren ist der norwegische (Öl-) Konzern Norsk-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 Prozent 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 Windenergie 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 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 Stunden 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. Ausserdem werden die Netzkapazitäten langsam den neuen Stromanbietern angepasst.

Andere 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 WEA mehr Energie verbrauche als die Anlage in ihrer Lebensdauer erzeugen könne, wurde in vielen Studien widerlegt, die Energierücklaufzeit beträgt etwa zwei bis sechs Monate, auch nach den konservativsten Schätzungen jedoch deutlich unter einem Jahr.

Auch 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 Windenergieanlagen auf landwirtschaftlich genutzten Flächen, auf denen sie nur die Standfläche ihres Fußes vereinnahmen, während der Rest der Fläche um die Anlage, anders als im Braunkohletagebau durch die fossile Nutzung von Energieträgern z. B. unter bewohnten Ortschaften, problemlos weitergenutzt werden kann.

Um die erheblich stärkeren Winde auf See nutzen zu können, plant man vermehrt Windparks im offenen Meer, sogenannte off shore-Windparks zu errichten. 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 Entfernung zu den Abnehmern länger ist als bei den Anlagen an Land und zudem neu verkabelt werden muss. Dies könnte zu Baumaßnahmen im Wattenmeer führen, der fast komplett als Biosphärenreservat ausgewiesen ist. Die langen Leitungswege führen zudem zu einem Transportverlust von Energie, so dass die Energieausbeute aus den Anlagen sinkt. Deshalb hat man an einen Energietransport mit Gleichspannung gedacht, was zwar die Transportverluste niedrig hält, aber wiederum Umwandlungsverluste produziert.

Der Offshore-Windpark „Butendiek“ westlich von Sylt ist z.B. 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 und 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 Parks "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

Die durchschnittliche Betriebsdauer einer Windenergieanlage beträgt je nach Windangebot etwa 5.000 bis 7.000 Stunden pro Jahr. Ein Jahr hat bei 356 Tagen 8760 Stunden. Davon arbeitet die Anlage etwa 1.000 bis 2.000 Stunden mit Nennleistung und etwa 4.000 bis 5.000 Stunden im Teillastbereich. Wird der Jahresertrag durch die Nennleistung geteilt, ergeben sich die sogenannten Jahresvollaststunden. Sie liegen bei etwa 2.000 bis 3.000 Stunden pro Jahr.


(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 und einem Rotordurchmesser von 112 m errichtet und in Betrieb genommen.
  • Die kleinste kommerzielle Windenergieanlage ist dagegen eine Rutland 913 mit einer Nennleistung 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 Nennleistung 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 unterliegen marktüblichen Schwankungen. Zum einen halten sich die Anbieter eher bedeckt, zum anderen müssen viele individuelle Rahmenbedingungen berücksichtigt werden. Dazu zählen beispielsweise die Art des Fundamentes, die Turmvariante, die Infrastruktur (Zuwegung zur Baustelle, Entfernung zum Stromnetz, Art der Einspeisung usw.)

Die Deutsche Energie-Agentur GmbH gibt die Preise (Stand 2004) bei Nennleistungen von 100 bis 1.000 kW zwischen 615 und 870 Euro und bei großen Anlagen im Megawattbereich zwischen 770 und 1.025 Euro/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

Forschung

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