Windkraftanlage

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Windkraftanlage
Windkraftanlage aus der Vogelperspektive
Zur Inspektion abmontierte RotorblĂ€tter; man beachte zum GrĂ¶ĂŸenvergleich den PKW unten links, Schleswig-Holstein

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

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

Inhaltsverzeichnis

Geschichte der Windkraftanlagen

Anlage von Charles F. Brush von 1888

Die erste belegte Anlage zur Stromerzeugung errichtete 1887 der Schotte James Blyth, um Akkumulatoren 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 Übersetzung mit Riementrieben, um einen 12-kW-Generator anzutreiben.

Der DĂ€ne Poul La Cour kam um die Jahrhundertwende durch systematische Versuche – unter anderem an aerodynamisch geformten FlĂŒgelprofilen in WindkanĂ€len – 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€ĂŸig ĂŒber die RotorflĂ€che, realisierbar durch nach außen 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 in Deutschland mit dem zweiflĂŒgeligen GROWIAN ein Großprojekt geplant, auf- und wieder abgebaut wurde, setzte sich das DĂ€nische Konzept zahlreicher robuster Anlagen mittlerer Leistung durch. Die auch in großen StĂŒckzahlen in die USA exportierten Anlagen hatten eine Asynchronmaschine, ein oder zwei feste Drehzahlen und drei starre RotorblĂ€tter (Stall-Regelung). Seither ist DĂ€nemark das Land mit dem grĂ¶ĂŸten Windkraftanteil der Stromerzeugung.

Mit dem Stromeinspeisungsgesetz von 1991 begann der Aufschwung der Windenergie auch in Deutschland und setzte sich mit dem Erneuerbare-Energien-Gesetz fort. Diese politischen Rahmenbedingungen brachten deutschen Windkraftanlagenherstellern die Technologie- und WeltmarktfĂŒhrerschaft. Die Entwicklung fĂŒhrte zu immer grĂ¶ĂŸeren Anlagen mit drei verstellbaren RotorblĂ€ttern, variabler Drehzahl und bei wenigen Herstellern zum dort favorisierten getriebelosen Antriebsstrang, aber auch zu politischen Auseinandersetzungen zwischen Investoren, Gegnern und BefĂŒrwortern der Windenergienutzung.

2004 verdrĂ€ngte Spanien Deutschland vom ersten Platz nach neu installierter Nennleistung. Im Bestand war Deutschland noch fĂŒhrend, bis es 2009 von China und den USA ĂŒberholt wurde.

Energieangebot und -ertrag

Leistungsdichte des Windes

→ Hauptartikel: Windenergie

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

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

Bei einer Windgeschwindigkeit von 8 m/s (≈ 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

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

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

Verlustloser Leistungsbeiwert

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

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 vergrĂ¶ĂŸern, siehe Abbildung. Je stĂ€rker der Wind abgebremst wird, desto mehr strömt ungenutzt am Rotor vorbei. Das Optimum von 16/27 = 59,3 % wĂŒrde erreicht durch einen verlustlosen Rotor, der durch einen Staudruck von 8/9 der Energiedichte des Windes die Strömung auf 1/3 der Windgeschwindigkeit abbremst. Dieser maximale Leistungsbeiwert stellt keinen Wirkungsgrad dar, denn der Rest der bilanzierten Leistung geht nicht als 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.

Verluste

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 auf 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 große RotorflĂ€che abzudecken. In dieser Hinsicht ist die heute ĂŒbliche Bauform – propellerartige Rotoren mit horizontaler Drehachse und wenigen BlĂ€ttern – anderen Bauformen ĂŒberlegen.[2]

Ertrag

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 5–6 m/s. Dabei sind jedoch noch weitere Faktoren zu berĂŒcksichtigen. Siehe auch: Statistik

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 Überlastungen zu vermeiden. Bei sehr großen 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 grĂ¶ĂŸeren Teil des Energieangebotes aus, eine Anlage mit grĂ¶ĂŸerem Rotor speist unterhalb der Nennwindgeschwindigkeit mehr Leistung in das Stromnetz ein. 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). Bei Anlagen im Binnenland werden 2000 Volllaststunden als realistisch angesehen, bei Anlagen in KĂŒstennĂ€he rund 2500 Stunden, und fĂŒr zukĂŒnftige Offshore-Anlagen werden 3800[3] Volllaststunden angegeben.

Auslegung des Rotors: Schnelllaufzahl und Rotorblatt-Anzahl

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

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 λ (lambda). Sie gibt das VerhĂ€ltnis der Umfangsgeschwindigkeit des Rotors zur (hier) Windgeschwindigkeit an. Bei gleicher Schnelllaufzahl scheinen sich große Rotoren im Vergleich zu kleineren gemĂ€chlich zu drehen, kleinste drohen gar zu zerreißen. Moderne Dreiblattrotoren haben Schnelllaufzahlen von 6 bis 8. Das bedeutet, dass sich die Blattspitzen bei 40 km/h Windgeschwindigkeit mit 240–300 km/h quer zum Wind bewegen. Nebenstehende Abbildung zeigt die Geschwindigkeits-, Kraft- und WinkelverhĂ€ltnisse fĂŒr solch eine Schnelllaufzahl an einem Blattquerschnitt bei etwa 2/3 des Radius.

Niedrige Schnelllaufzahlen haben den Nachteil, dass das Drehmoment zunimmt (\propto 1/\lambda), was einen grĂ¶ĂŸeren Generator oder ein krĂ€ftigeres Getriebe mit höherer Übersetzung nötig macht und den Wirkungsgrad senkt, weil der den Rotor durchsetzende Luftstrom in Rotation versetzt wird. Mit steigender Schnelllaufzahl sind weniger BlĂ€tter (\propto 1/\lambda) und weniger gesamte BlattflĂ€che (\propto 1/\lambda^2) notwendig, um die gesamte RotorflĂ€che gleichmĂ€ĂŸig abzuernten. Letzteres gilt wegen der ProportionalitĂ€t des Auftriebs zur BlattflĂ€che und zum Quadrat der Strömungsgeschwindigkeit – eine grĂ¶ĂŸere 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 großen Ein- und Zweiblatt-Rotoren die BlĂ€tter einzeln oder die ganze Nabe pendelnd gelagert.

Bauformen

Windgenerator auf einem Dach
H-Darrieus in der Antarktis

WĂ€hrend bei sogenannten WiderstandslĂ€ufern, wie der persischen WindmĂŒhle, der Luftwiderstand genutzt wurde, der Wind also eine große 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 große 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 StĂ¶ĂŸe 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 vergrĂ¶ĂŸert 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€ĂŸigeres 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 „fĂŒr stromerzeugende Windkraftanlagen nicht in Frage“.[4]

Technik moderner Windkraftanlagen mit horizontaler Rotationsachse

Schema einer Windkraftanlage

Bestandteile einer Windkraftanlage

Eine Windkraftanlage besteht im Wesentlichen aus einem Rotor mit Nabe und 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 Überwachungs-, Regel- und Steuerungssysteme sowie die Netzanschlusstechnik in der Maschinengondel und im Fuß oder außerhalb des Turmes.

RotorblÀtter

→ Hauptartikel: Rotorblatt
Blick auf die Verbindung Rotorblatt – Rotornabe

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 AnlagengrĂ¶ĂŸen liegen etwa zwischen 40 und 90 Meter mit Trend zu grĂ¶ĂŸeren Durchmessern. Aktueller Spitzenreiter (Januar 2009) ist die Enercon E-126 mit einem Rotordurchmesser von 127 Meter.

Moderne RotorblĂ€tter bestehen aus glasfaserverstĂ€rktem 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 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 Änderung der intern aufgezeichneten Leistungskurve (Leistung und Wind passen wegen schlechterer Aerodynamik nicht mehr zusammen) und durch Beobachtung der Temperatur oder Unwucht am Rotor ermittelt wird. Die 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.

WindrichtungsnachfĂŒhrung

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.

Maschinenstrang

Montage eines Getriebes

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

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).

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

Bei polumschaltbaren Asynchrongeneratoren gibt es die Möglichkeit, die Windkraftanlage wahlweise mit zwei festen Drehzahlen zu betreiben, entsprechend besitzt der Generator getrennte Wicklungen zum Beispiel mit zwei oder drei Polpaaren. Damit liegen die synchronen Drehzahlen bei 1500 und 1000/min. Der Vorteil besteht darin, dass so der Generator sowohl bei niedrigen als auch bei hohen Windgeschwindigkeiten mit hohem Wirkungsgrad arbeiten kann.

Diese einfachen Varianten mit Asynchrongeneratoren kommen heute in der Regel nicht mehr zum Einsatz, sondern solche, die 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 – sie können mit der Drehzahl des Rotors betrieben werden. Allerdings wird dies mit Nachteilen erkauft: einem vergrĂ¶ĂŸerten 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.

Der Generator und ein eventuelles Getriebe werden auf Lebensdauer, Gewicht, GrĂ¶ĂŸe, Wartungsaufwand und Kosten optimiert. Ein weiterer Parameter ist die Polpaarzahl des Generators, womit das ÜbersetzungsverhĂ€ltnis eines eventuellen Getriebes festgelegt ist.

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 große 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 großer Bedeutung, da diese Teile außergewöhnlichen Beanspruchungen unterliegen.

Elektrik/Einspeisung

Die elektrische AusrĂŒstung lĂ€sst sich in den Generator, in das System zur Netzeinspeisung und in das Steuer- und Überwachungssystem fĂŒr den Anlagenbetrieb unterteilen.

Bei den Ă€lteren, drehzahlstarren Anlagen ist der Generator, teils mit Zwischentransformator zur Spannungsanpassung, direkt an das öffentliche Stromnetz gekoppelt – 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 „StromĂŒberlauf“, 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. Außerdem 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 Überwachung ihrer mechanischen Komponenten, um VerĂ€nderungen zu erkennen und Schadensereignissen durch rechtzeitige Maßnahmen 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.

Turmvarianten

Leiter im Stahlturm einer Windkraftanlage

Der Turm, auf den die bis zu mehreren hundert Tonnen schwere Maschinengondel aufgesetzt wird, ist ein hochbelastetes technisches Bauteil. Er muss unter allen Betriebsbedingungen den Schwingungen der Gondel und den auftretenden 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€ĂŸiger 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 von 101–120 m Höhe errichtet, dieser Gruppe gehörten 34,5 % aller in Deutschland installierten Turbinen an.[5] Die Gruppe 81–100 m stellte 20,0 % der installierten WindrĂ€der, weitere 24,7 % entfielen auf den Bereich 61–80 m. WindrĂ€der mit 60 m Nabenhöhe und weniger waren mit 4,2 % an den Gesamtzubauten unbedeutend.

16,6 % der WindrĂ€der hatten mit 121–150 m sogar noch höhere Nabenhöhen, 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 Segmenten, die mit Flanschverbindungen verschraubt werden. Die WandstĂ€rken betragen 20 bis 40 Millimeter. Auch das Verschweißen von Segmenten auf der Baustelle wurde getestet.[6] Die 100-Meter-TĂŒrme wurden danach in einem StĂŒck aufgerichtet und mit dem Fundament verschweißt. Vorteil dieser Variante ist der Wegfall der Schraubflansche. Es handelte sich jedoch noch um Prototypen.

Gittermastwindkraftanlage bei Silixen in Nordrhein-Westfalen

Allerdings ist die Höhe von StahltĂŒrmen begrenzt, da der Turmfuß aus statischen GrĂŒnden immer breiter werden muss, je höher der Turm ist. Weil die einzelnen Segmente der StahltĂŒrme aber am StĂŒck transportiert werden mĂŒssen, können StahltĂŒrme nicht breiter als 4,20 m werden, da diese sonst aufgrund des Lichtraumprofils von Autobahnen und Straßen nicht mehr transportfĂ€hig wĂ€ren. Als Alternative bieten sich BetontĂŒrme an. BetontĂŒrme können in Gleitschalung, auch Ortbeton-Turm genannt, gebaut werden, da der Turm „vor Ort“ gebaut wird und der Beton von einem regionalen Zulieferer kommt. Der Bau von BetontĂŒrmen in Fertigteilbauweise ist ebenfalls möglich. Dabei werden vorgefertigte Elemente auf der Baustelle aufeinandergesetzt und mit Stahlseilen auf Vorspannung gebracht (Spannbeton). Diese Stahlseile können in Leerrohren im Inneren der Beton-Wandung verlaufen oder auch auf der Innenseite des Turms. Letztere Variante hat den Vorteil, dass einzelne Seile leicht ausgetauscht werden können, denn die Leerrohre in der Wandung werden nach dem Spannen mit einem dĂŒnnflĂŒssigen Mörtel endgĂŒltig vergossen.

Es kann auch der Raum zwischen einem stĂ€hlernen Innen- und Außenrohr durch pumpfĂ€hige Elastomere, Epoxidharze oder Vergussmörtel vom Turmfuß aufsteigend verfĂŒllt werden. Solch ein Sandwichturm verspricht eine höhere SchalenstabilitĂ€t und TragfĂ€higkeit[7] und die dĂŒnneren Bleche können leicht aus LĂ€ngssegmenten vor Ort geschweißt 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.[8]

Bei kleineren Anlagen (bis ca. 500 kW) wurden zum Teil TĂŒrme mit Außenaufstieg, also einer Leiter außen am Turm, verwendet. Dies erlaubte eine schlankere Gestaltung der TĂŒrme, da dann das Innere nicht begehbar sein musste. GrĂ¶ĂŸere Anlagen werden, mit Ausnahme von Gittermasten, grundsĂ€tzlich innerhalb des Turmes bestiegen. Große 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.

Fundamentvarianten

Fundament einer Enercon E-82 im niederlÀndischen Eemshaven

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 Fuß (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.

Sonderausstattungen

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. Über eine Innenwendeltreppe mit 297 Stufen gelangen die Besucher zum verglasten Aussichtsrondell in 65 Meter Höhe unter dem Maschinenhaus. Weitere baugleiche Windkraftanlagen dieser Art stehen bei Aachen, nahe der Messe Hannover, in Österreich und in Großbritannien bei Swaffham (Norfolk).

Manche Windkraftanlagen dienen auch als Standort 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.

Offshore-AusrĂŒstung

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

Windkraftanlagen auf dem offenen Meer sind, wie alle Offshore-Installationen, durch die aggressive, salzhaltige Meeresluft stark korrosionsgefĂ€hrdet. Es werden daher zusĂ€tzliche Schutzmaßnahmen 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 Ausschließlichen Wirtschaftszone des deutschen Festlandsockels weit draußen in tiefem Wasser geplant werden (siehe auch Seerecht), muss der Zugang zu den Anlagen ermöglicht werden. Einige Konzepte sehen dabei auch Hubschrauberplattformen vor. Auch der Transport der erzeugten elektrischen Energie bis zum Einspeisepunkt an der KĂŒste bedarf besonderer Maßnahmen. Es werden Hochspannungsleitungen als Seekabel verlegt.

Typenklasse (Windklasse)

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 grĂ¶ĂŸere Rotordurchmesser bei gleicher Nennleistung. Mittlerweile existieren Anlagen, die pro kW Nennleistung 4–5 mÂČ RotorflĂ€che aufweisen, wĂ€hrend gĂ€ngige Starkwindanlagen bei 1,5–2,5 mÂČ pro kW Nennleistung liegen. Oft haben Schwachwindturbinen ein angepasstes Blattprofil und eine grĂ¶ĂŸere Nabenhöhe.

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

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

Regelung und BetriebsfĂŒhrung

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

Anlauf- und Abschaltwindgeschwindigkeit

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

Montage einer Windkraftanlage auf der Steinkopfinsel in Magdeburg

Ist die Windgeschwindigkeit 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 2–4 m/s (WindstĂ€rke 2–3 Bft) schaltet die Steuerung die Windkraftanlage ein, da erst dann nennenswerte Energiemengen in das Stromnetz abgegeben werden können. Im normalen Betrieb wird die Anlage dann entsprechend den konstruktiv festgelegten Drehzahlregelkonzepten (siehe folgende AbsĂ€tze) betrieben.

Bei sehr großen Windgeschwindigkeiten (typische Abschaltgeschwindigkeit 25–35 m/s, WindstĂ€rke 10–12 Bft) wird die Anlage abgeschaltet, um SchĂ€den durch mechanische Überbelastung 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 „sanfteres“ Ab- und wieder Zuschalten der Anlage, wenn der zu starke Wind ein wenig schwĂ€cher wird. Das schont das Spannungsniveau im Stromnetz.[9][10]

Abschaltungen

Unterschiedliche GrĂŒnde können dazu fĂŒhren, dass eine Windkraftanlage vom Netz genommen werden muss:

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

Drehzahlregelung

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.

Regelkonzepte

Beim nicht verstellbaren Rotorblatt wird mit „passiver Stallregelung“ oberhalb der Wind-Nenngeschwindigkeit durch Strömungsabriss die Drehzahl begrenzt. „Stallregelung“ bedeutet, dass die RotorblĂ€tter bis weit ĂŒber dem Anstellwinkel fĂŒr Maximalauftrieb (Anstellwinkel ca. +15°) betrieben werden (siehe FlĂŒgelprofil). Diese „Regelung“ wird wegen ihrer großen Nachteile bei Windkraftanlagen (WKA) ĂŒber 500 kW Leistung nicht mehr verwendet. Mit der ebenfalls nicht mehr aktuellen „aktiven Stallregelung“ (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. –5° 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.

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

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).

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

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

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

Dieser Anlagentyp wurde auch als „DĂ€nisches Konzept“ bekannt und war bis in die 1990er Jahre Stand der Technik im Windkraftanlagenbau bis zu einer Nennleistung von etwa 500 Kilowatt. Er besteht aus einem Dreiblattrotor mit nicht verstellbaren 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 abreißt. 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 maßgeblich 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 große Scheibenbremse zwischen Getriebe und Generator, die bei Überdrehzahl eingesetzt wird, um den Rotor wieder auf Nenndrehzahl zu bringen. Eine weitere Bremsmöglichkeit ist die so genannte Blattspitzenbremse. Dabei wird das Ende des Rotorblattes durch die Fliehkraft auf einer schneckenförmigen Welle aus dem Blatt herausgezogen und dabei quer zur Anströmung gestellt.

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

Netzsynchrone Anlagen mit aktiver Stallregelung

Windkraftanlagen mit aktiver Stallregelung sind der Versuch, das Konzept der Stallregelung und des netzsynchronen Betriebs ohne teureren Gleich- und Wechselrichter auch auf grĂ¶ĂŸere 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.

Umweltauswirkungen

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

Vogel- und Fledermausschlag

Schon Anfang der 1980er-Jahre wurde bei der deutschen Versuchsanlage Growian darĂŒber diskutiert, ob vermehrt Vögel an schnell rotierenden FlĂŒgeln zu Schaden kommen könnten. Zum Ausmaß 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 Straßenverkehr und Stromleitungen sterben.[12] Die ElektrizitĂ€tswirtschaft rechnet mit 400 bis 700 „Drahtflugopfern“ pro Jahr und Kilometer Hochspannungsleitung.[13] Der NABU wertete 127 internationale Studien aus und kam zum Schluss, dass die meisten in Deutschland vorkommenden Vogelarten nicht gefĂ€hrdet seien. Nur im Hinblick auf den Rotmilan und den Seeadler bestehe eine Problematik.[14][15][16]

In der Zeitschrift Nature schrieben US-Wissenschaftler, dass die Zahl getöteter Vögel durch Windkraftanlagen im Allgemeinen vernachlĂ€ssigbar sei. Hauskatzen wĂŒrden „mehrere Millionen“ Vögel pro Jahr erlegen, wĂ€hrend an WindrĂ€dern nur mehrere tausend verenden. Nur fĂŒr einige Greifvögel-Populationen bestehe in kritischen Durchzugsgebieten signifikante Gefahr.[17] So wurden z.B. in 140 Windparks in Nordspanien mit zusammen 4.083 Windkraftanlagen im Zeitraum von 2000 bis 2006 732 getötete GĂ€nsegeier gefunden.[18] 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 grĂ¶ĂŸere Anlagen zu ersetzen. Große Anlagen mit ihren niedrigeren Drehzahlen sind fĂŒr die Tiere besser kalkulierbar.[19]

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 große Strecken ziehen, wie der Große 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 – Temperatur, Windgeschwindigkeit – begĂŒnstigen den Fledermausschlag. FledermĂ€use sind in Deutschland nach dem Bundesnaturschutzgesetz „streng geschĂŒtzte“ 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.[20][21]

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

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 Maßnahme weniger Beute finden und damit auch weniger angezogen werden, was einem passiven Schutz vor den RotorblĂ€ttern gleichkommt.[23][24]

Landschaftsverbrauch

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 genießen. Man kann den Anlagen einen Teil der Hochspannungstrassen (fĂŒr den Transport der elektrischen Energie) zurechnen; man kann aber auch – 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 Österreich mit einem FlĂ€chenwidmungsplan angegangen, so dass auch ein „Wildwuchs“ 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.[25]

Gesellschaftliche Akzeptanz

Die dritte jĂ€hrliche Forsa-Umfrage zur Akzeptanz der Erneuerbaren Energien in Deutschland wurde 2009 durchgefĂŒhrt. Sie war reprĂ€sentativ und ergab unter anderem:

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

Windkraftanlagen werden in einigen Teilen der Bevölkerung auch kritisch gesehen, weswegen es mancherorts zur Bildung von 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) Ökologie.

Die Nuklearkatastrophe von Fukushima seit MĂ€rz 2011 und der daraufhin in Deutschland beschlossene Atomausstieg hat in großen 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 'kleinere Übel' sind.

Auswirkungen auf Standorte im Meer

Windkraftanlagen vor Kopenhagen

Um die erheblich stĂ€rkeren Winde auf See nutzen zu können, werden in Deutschland zahlreiche Windparks auf dem offenen Meer, so genannte Offshore-Windparks, geplant. Andere europĂ€ische LĂ€nder (DĂ€nemark, Schweden, Großbritannien) haben bereits zahlreiche nahe der KĂŒste liegende („Nearshore“) 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 Baumaßnahmen 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 grĂ¶ĂŸer 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, außerdem wĂŒrden einige auf Sicht jagende Vögel den Windpark meiden, andere Vogelarten jedoch fĂŒhlten sich durch den Windpark nicht gestört.[27]

Schattenwurf

Der Schattenwurf wird als unangenehm empfunden, weil der Schatten einer Windkraftanlage im Gegensatz zum Schatten von unbewegten 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 GrĂ¶ĂŸe 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 -grĂ¶ĂŸe. Bei dem Jahresgrenzwert handelt es sich um eine theoretische GrĂ¶ĂŸe, 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 Überschreitung 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.

Diskoeffekt

Der „Diskoeffekt“ 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.

Hindernis-Befeuerung

Die auch bei Windkraftanlagen mit mehr als 100 Metern Höhe vorgeschriebene Hindernisbefeuerung dient der Sicherheit des Flugverkehrs. Sie arbeitet bei alten Anlagen mit Leuchtstoffröhren, bei neueren mit Leuchtdioden (LED) oder Blitzlampen. Mit ihrem charakteristischen Blinkmuster können sie – besonders bei grĂ¶ĂŸeren Ansammlungen von Anlagen – 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.

Rundfunk-Interferenzen

Aufgrund der Reflexionen an den RotorflĂŒgeln entstehen Interferenzen (Überlagerungen) der elektromagnetischen Wellen von Rundfunksendern, die lokal zu schwankenden EmpfangsfeldstĂ€rken, Überreichweiten oder Mehrwegempfang fĂŒhren können. Die Auswirkungen beschrĂ€nken sich im Wesentlichen auf den analogen Fernsehempfang bei schlechten Empfangsbedingungen.

Verwendung von Neodym-Magneten

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

Schall

Der Schall von Windkraftanlagen ist in der Hauptsache das 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 – sofern vorhanden – dem Getriebe abhĂ€ngt, wird dazu die Drehzahl der Anlage abgesenkt. Diese Maßnahme 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 große 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 Außenbereich) werden nach aktueller Rechtsprechung die Werte fĂŒr Mischgebiete angesetzt. Beim Bauantrag ist im Rahmen des Genehmigungsverfahrens eine rechnerische Vorhersage der erwarteten Schallimmissionen vorzulegen.

Einfluss auf Radaranlagen

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.[32]

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 RegelgrĂ¶ĂŸe, 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 großen und hohen WKA diese Verwechslungsgefahr noch besteht ist unbekannt.

Klimatische Auswirkungen ?

Eine Studie des Massachusetts Institute of Technology von 2009[33] kam zu dem Ergebnis, dass regional mit nachweisbaren Klimaeffekten zu rechnen 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.

Rahmenbedingungen

Genehmigungsgrundlage

In Deutschland sind Windkraftanlagen nach § 35 Abs. 1 Nr. 5 Baugesetzbuch (BauGB)[34] als Vorhaben im Außenbereich „privilegiert“. 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€ĂŸige Standardisierung der Verfahren durch Windenergieerlasse (siehe z. B. Abstandsregelungen im Windenergieerlass Nordrhein-Westfalen.[35])

Förderung

Die Windkraftanlagenhersteller (siehe Liste von Windkraftanlagenherstellern) investieren einen relativ hohen Anteil ihrer UmsĂ€tze in Forschung und Weiterentwicklung. Das hat mehrere GrĂŒnde:

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

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.[36] Im Januar 2011 berichtete die Wirtschaftswoche,[37] 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.

EnergierĂŒcklaufzeit

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 zuließen, dass eine energetische Amortisation kaum möglich ist, belegen zahlreiche Studien seit Ende der 1980er-Jahre, dass sich die heutigen ausgereiften Serienanlagen in wenigen Monaten energetisch amortisieren.

Bei den Ergebnissen der verschiedenen Untersuchungen gibt es allerdings gewisse Unterschiede. Dies 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).

Beispiele
Typ Offshore KĂŒste KĂŒstennah Binnenland
Windkraftanlage 200 kW, 25 m Rotordurchmesser Herstellung Anlage mit Fundament[38] - 4 Monate
Windkraftanlage Enercon E-32; 300 kW, 32 m Rotordurchmesser[39] - 2,1 Monate 2,5 Monate 4,3 Monate
Windkraftanlage Enercon E-66; 1500 kW, 66 m Rotordurchmesser; Mischanalyse Herstellung, Auf- und Abbau, Wartung[40] - 3,7 Monate 4,7 Monate 6,1 Monate
Windkraftanlage Enercon E-82 E2 mit 2300 kW, 82 m Rotordurchmesser und 97m Betonturm; voller Lebenszyklus[41] 4,7 Monate 5,9 Monate 6,8 Monate
Offshore-Windkraftanlage; 5 MW auf Tripod-Fundament; Erfassung gesamter Lebensweg, ohne Netzanbindung[42] 4 Monate - - -
Offshore-Windpark 2010; 200 MW (40 × 5 MW) Erfassung gesamter Lebensweg, inkl. Netzanbindung[42] 5 Monate - - -

Hersteller und Preise

→ Hauptartikel: Windkraftanlagenhersteller

Die Preise 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, 
). 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[43] 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.[44] 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,[45] 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.[46] Zwischen 2008 und 2010 gaben die Preise pro MW infolge starken Wettbewerbs um 18% nach.[47]

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

Unfallrisiken

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 anschließend 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€ĂŸig 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. Eisabfall wurde dabei schon oft beobachtet, es wurden jedoch noch keine Personen- oder SachschĂ€den dokumentiert. Die Fallweite (niedrige Anlaufdrehzahl und schlechte Aerodynamik bei Eisansatz) und EisgrĂ¶ĂŸe ist meist gering. Bei Eiswetterlage oder Tauwetter sollte der Aufenthalt unter Windkraftanlagen ebenso wie unter anderen hohen GebĂ€uden oder Konstruktionen vermieden werden.

Forschung und Entwicklung

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 großer 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 Ökosysteme 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 ausschließlich von Windenergie als PrimĂ€renergie gespeist wird. In dem auf zwei bis drei Jahre angelegten Versuch, dem ersten in diesem Maßstab, sollen zehn der insgesamt siebzig Haushalte ihren Strom von zwei Enercon E-40-Anlagen beziehen. Kurzfristige Leistungsschwankungen werden durch einen Schwungradspeicher (5 kWh) ausgeglichen. ÜberschĂŒssige Energie wird in Form von Wasserstoff in einem Druckspeicher mit einer KapazitĂ€t von maximal drei Tagen zwischengespeichert. Dieser wird bei Flaute oder Sturm, also dann, wenn die Anlagen nicht ausreichend Energie liefern, ĂŒber eine 60-Kilowatt-Brennstoffzelle wieder in elektrische Energie umgesetzt. Ein Generator dient wĂ€hrend der Erprobungsphase zur Absicherung gegen Stromausfall. Einer der Hauptinvestoren ist der norwegische (Öl-)Konzern Norsk Hydro mit seiner Wasserstoffsparte.

Derzeit werden schwimmende Offshore-Windkraftanlagen weit vor der KĂŒste getestet.[48]

Internationale Rekorde

5M der REpower Systems in BrunsbĂŒttel
  • Die leistungsstĂ€rkste Windkraftanlage (Stand 2010) ist die ENERCON E-126 mit 7,5 Megawatt installierter Leistung. Die Nabenhöhe betrĂ€gt 135 Meter, die Gesamthöhe liegt bei 198 Metern, der Rotordurchmesser bei 127 Meter.[49]
  • Den grĂ¶ĂŸten Rotordurchmesser hat die Gamesa G10X – 4.5 MW Windkraftanlage Jaulin mit 128 Metern.
  • Mit 110 m Gesamthöhe die grĂ¶ĂŸte Windkraftanlage mit vertikaler Achse war der 1988 errichtete Éole in Le Nordais, Cap-Chat, Kanada. Sein Darrieus-Rotor hat 64 m Durchmesser und ist 96 m hoch. Bis zu seiner Stilllegung 1992 produzierte Éole insgesamt 12 GWh elektrische Energie, was knapp 20 Wochen Nennleistung entspricht (3,8 MW).
  • Die höchste Windkraftanlage ist die Windkraftanlage Laasow in Brandenburg. Sie wurde am 14. September 2006 fertiggestellt. Der Gittermastturm fĂŒr diesen Prototyp erlaubt eine Nabenhöhe von 160 Metern. Bei einem Rotordurchmesser von 90 Meter erreicht die Anlage eine Gesamthöhe von 205 Meter.[50]
  • Die höchstgelegene Windkraftanlage steht in den argentinischen Anden auf 4100 Metern Höhe. Es ist der Typ D8.2 der Firma DeWind – 80-m-Rotor, 2 MW, 50 Hz. Diese Turbine hat ein neuartiges Triebstrangkonzept mit einem hydraulischen Drehmomentwandler (WinDrive) der Firma Voith und einem Synchrongenerator. Die Windkraftanlage wurde im Dezember 2007 in Betrieb genommen und versorgt seitdem die ansĂ€ssige Goldmine im Inselnetz-Betrieb mit ElektrizitĂ€t.[51]
  • Der nördlichste Windpark (seit 2002) sind 16 Nordex N-80 mit jeweils 2,5 Megawatt Nennleistung im Windpark HavĂžygavlen bei Hammerfest im Norden Norwegens, gemessene Jahresproduktion 60 bis 90 GWh.[52]
  • Die sĂŒdlichsten Windkraftanlagen, auf 77°51'S, sind drei Enercon E-33, welche zusammen mit Dieselaggregaten die Scott Base mit elektrischer Energie versorgen. Die inzwischen aufgegebene Neumayer-Station II auf 70°38'S hatte von 1991 bis 2008 einen Darrieus H-Rotor der Fa. Heidelberg Motors, der fĂŒr die Neumayer-Station III durch eine E-10 ersetzt wurde.

Windkraftanlagen im deutschsprachigen Raum

Deutschland

Listen der höchsten Windkraftanlagen in Deutschland – leider mit unvollstĂ€ndigen Daten (bitte ergĂ€nzen)

Österreich

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

Schweiz

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

Siehe auch

Literatur

Weblinks

 Commons: Windkraftanlage â€“ Album mit Bildern und/oder Videos und Audiodateien

Forschungsinstitute

Technische Informationen

Windatlanten und Windpotential

Interessengruppen

Offshore-Windenergie

Multimedia zur Windenergie

Einzelnachweise

  1. ↑ Trevor J. Price: Blyth, James (1839–1906). In: H. C. G. Matthew, Brian Harrison (Hrsg.): Oxford Dictionary of National Biography, from the earliest times to the year 2000 (ODNB), Oxford University Press, Oxford 2004, ISBN 0-19-861411-X, online, Stand: 2004 (englisch).
  2. ↑ Heiner Dörner: Efficiency and economic comparison of different WEC – (wind energy converter) rotor systems. In: Appropriate technologies for semiarid areas: Wind and solar energy for water supply. Conference Report, Berlin, 1975.
  3. ↑ BMU (Hrsg.): Erneuerbare Energien. 2009, S. 70 (abgerufen am 14. September 2009).
  4. ↑ „kommt 
 nicht in Frage“
  5. ↑ http://www.wind-energie.de/fileadmin/dokumente/statistiken/WE%20Deutschland/110126_PM_Dateien/Statistik_Jahresbilanz_2010.pdf
  6. ↑ Enercon GmbH (Hrsg.): Windblatt. Nr. 6, 2004, S. 4 und 5.
  7. ↑ Christian Keindorf: Tragverhalten und ErmĂŒdungsfestigkeit von SandwichtĂŒrmen fĂŒr Windenergieanlagen, Diss., Univ. Hannover, 2010, ISBN 9783832287917.
  8. ↑ http://www.windkraftkonstruktion.vogel.de/digitale_konstruktion/articles/302547/
  9. ↑ Jetzt wird auch bei Sturm geerntet. In: innovations report. 30. April 2003.
  10. ↑ Enercon-Sturmregelung. In: enercon.de. Abgerufen am 24. Juli 2010.
  11. ↑ Betrieb von Windenergieanlagen unter Vereisungsbedingungen
  12. ↑ http://vorort.bund.net/bawue/positionen/klima/strom.htm.
  13. ↑ Markus Palic u. a.: Kabel und Freileitungen in ĂŒberregionalen Versorgungsnetzen. Expert, Ehningen 1992, ISBN 3-8169-0642-7.
  14. ↑ WindrĂ€der schaden vor allem Rastvögeln. In: NABU. 3. MĂ€rz 2005
  15. ↑ Frank Bergen: Windenergie und Vögel. Ausmaß und BewĂ€ltigung eines Konflikts. Technische UniversitĂ€t Berlin, Berlin 2002 (Tagungsband).
  16. ↑ Hermann Hötker, Kai-Michael Thomsen, Heike Köster: Auswirkungen der regenerativen Energiegewinnung auf die biologische Vielfalt am Beispiel Vögel. Bundesamt fĂŒr Naturschutz, Bonn 2005.
  17. ↑ Wind farms’ deadly reputation hard to shift
  18. ↑ Camina, A, (2008): Las EnergĂ­as Renovables y la ConservacĂ­on de Aves Carroñeras: El Caso del Buitre Leonado (Gyps fulvus) en el Norte de la PenĂ­nsula IbĂ©rica. (PDF)
  19. ↑ Ron McNicoll, The Independent: New Plan Removes Worst of Altamont Turbines 9. April 2011.
  20. ↑ Joachim Röderer: FledermĂ€use sterben an Barotrauma. In: Badische Zeitung. 26. August 2008, abgerufen am 8. September 2008.
  21. ↑ Erin F. Baerwald u. a.: Barotrauma is a significant cause of bat fatalities at wind turbines. In: Current Biology. 18, Nr. 16, 2008, S. R695–R696, doi:10.1016/j.cub.2008.06.029.
  22. ↑ Robert Brinkmann, Oliver Behr, Ivo Niermann & Michael Reich (Hrsg.): Entwicklung von Methoden zur Untersuchung und Reduktion des Kollisionsrisikos von FledermĂ€usen an Onshore-Windenergieanlagen. – 470 Seiten, Cuvillier 2011. ISBN 978-3-86955-753-3. Inhaltsverzeichnis und Leseprobe
  23. ↑ Elmshorner Nachrichten: Vogelfreundliche WindrĂ€der: Violett zieht weniger Insekten an. In: Schleswig-Holsteinischer Zeitungsverlag. 19. Oktober 2010, abgerufen am 1. Januar 2011.
  24. ↑ BBC – Earth News: Wind turbines wrong colour for wildlife. In: BBC. 15. Oktober 2010, abgerufen am 1. Januar 2011.
  25. ↑ Viel Ertrag auf wenig FlĂ€che – Erster Potenzialatlas Erneuerbare Energien erschienen. In: Agentur fĂŒr Erneuerbare Energien. 14. Januar 2010.
  26. ↑ Forsa-Umfrage: Mehrheit der BundesbĂŒrger ist fĂŒr Ausbau Erneuerbarer Energien bei unverminderter Förderung. In: Agentur fĂŒr Erneuerbare Energien. 14. Dezember 2009.
  27. ↑ Ruhe unter Rotoren. In: Deutschlandradio, 26. Oktober 2011. Abgerufen am 7. November 2011.
  28. ↑ Spiegel Online, 10. April 2009: Das neue Gold
  29. ↑ Dies recherchierte das ARD-Magazin Panorama Anfang 2011 Panorama-Sendung vom 28. April 2011: Das schmutzige Geheimnis sauberer WindrĂ€der
  30. ↑ Nicole Vormann/Murphy&Spitz: Murphy&Spitz Research: Position zu Neodym und Windkraftanlagen. Juni 2011, abgerufen am 27. Juni 2011 (Hintergrundpapier).
  31. ↑ [1]
  32. ↑ Christian Wolff: Windkraftanlagen und Radar. In: Radartutorial.eu.
  33. ↑ http://www.atmos-chem-phys.net/10/2053/2010/acp-10-2053-2010.pdf
  34. ↑ § 35 BauGB, Bauen im Außenbereich
  35. ↑ GrundsĂ€tze fĂŒr Planung und Genehmigung von Windkraftanlagen, Windenergie-Erlass, 21. Oktober 2005 (PDF-Datei, 160 kB).
  36. ↑ Bundesverband WindEnergie (Hrsg.): A bis Z. Fakten zur Windenergie. Seite 39: Subventionen – keine Kohle fĂŒr den Wind.
  37. ↑ W. Matthes: Siemens – Erste Windanlagen produzieren so billig wie Kohlemeiler. In: Wirtschaftswoche. 29. Januar 2011
  38. ↑ W. Jensch: Energetische und materielle Aufwendungen beim Bau von Energieerzeugungsanlagen, zentrale und dezentrale Energieversorgung. Springer, 1987 (FFE-Schriftenreihe. Band 18).
  39. ↑ R. Domrös: Energetische Amortisationszeit von Windkraftanlagen auf der Basis der Prozesskostenanalyse. TU Berlin, Fachgebiet fĂŒr Energie und Rohstoffwirtschaft, 1992 (Diplomarbeit).
  40. ↑ Matthias Geuder: Energetische Bewertung von Windkraftanlagen. Fachhochschule WĂŒrzburg-Schweinfurt, Schweinfurt 2004 (Diplomarbeit).
  41. ↑ Mehr Windkraft an Land rĂŒckt Ökologie ins Blickfeld. In: vdi Nachrichten, 2. September 2011. Abgerufen am 17. September 2011.
  42. ↑ a b Rodoula Tryfonidou, Herrman-Josef Wagner: Offshore-Windkraft. Technikauswahl und aggregierte Ergebnisdarstellung. Ruhr-UniversitĂ€t Bochum, Bochum 2004 (Kurzfassung PDF-Datei, 128 kB).
  43. ↑ Pressemitteilung Die WindrĂ€der drehen sich. In: Frankfurter Rundschau online. 22. April 2010
  44. ↑ OSTWIND-Gruppe errichtet drei WEA im Landkreis Regensburg. Pressemitteilung vom 22. Juli 2011. Abgerufen am 27. Juli 2011.
  45. ↑ Königsfelder RĂ€te stimmen fĂŒr WindrĂ€der. In: inFranken.de. 11. Februar 2011
  46. ↑ altenergymag.com: Wind turbine prices fall to their lowest in recent years
  47. ↑ Frankfurt School of Finance & Management und UNEP (United Nations Environment Programme) den Report „Global Trends in Renewable Energy Investment 2011“ vor. In: windkraft-journal.de, 6. Juli 2011. Abgerufen am 6. Juli 2011.
  48. ↑ Peter Fairley: Windenergie aus tiefen GewĂ€ssern. In: Technology Review. Nr. 7, 2008.
  49. ↑ Enercon: Technische Daten E-126/7,5 MW. Abgerufen am 22. November 2010.
  50. ↑ Internetseite von Laasow (abgerufen am 21. Januar 2007)
  51. ↑ PC-Control: DeWind mit neuem Antriebssystem fĂŒr Windkraftanlage D8.2 Heft 2/2008.
  52. ↑ PennEnergy.com: Statoil tests innovative gearless turbine at world's northernmost offshore wind farm 8. September 2010.
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   Universal-Lexikon

  • Windkraftanlage — WiÌŁnd·kraft·an·la·ge die; eine technische Anlage (ein Windrad), die mithilfe von Wind Energie produziert 
   Langenscheidt Großwörterbuch Deutsch als Fremdsprache

  • Windkraftanlage — WiÌŁnd|kraft|an|la|ge 
   Die deutsche Rechtschreibung

  • Windkraftanlage Ammerfeld — Anzahl: 1 Inbetriebnahme: Ende 2009[1] Hersteller: Enercon 
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  • Windkraftanlage Pankow — Die Windkraftanlage Pankow ist die einzige Windkraftanlage in Berlin. Sie befindet sich im Ortsteil Berlin Buch des Bezirks Pankow. Die Anlage vom Typ Enercon E 82 wurde 2008 in der NĂ€he des Autobahndreiecks Pankow errichtet und gehört mit einer… 
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