WindenergieDie Entwicklung von Angebot, Nachfrage und Preisen von Rohöl
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Windverteilungskarte


WindkraftanlagenReferat

Text: © Raffael Trappe & Yu-Hin Tsang



1. Was ist Wind?

Als "Wind" bezeichnet man die Luftbewegung, die durch großräumige Luftdruckunterschiede ausgelöst wird. Diese Luftdruckunterschiede werden durch die Sonneneinstrahlung hervorgerufen. Luftschichten werden lokal unterschiedlich erwärmt, dadurch bilden sich Hoch- und Tiefdruckgebiete. Zum Druckausgleich fließen dann Luftströmungen, die Träger der Bewegungsenergie des Windes (kinetische Energie), vom Hoch- zum Tiefdruckgebiet. Der Druckausgleich wird auch von Landschaftsunterschieden beeinflusst. Die Enegieerzeugung durch Windkraft gehört zu den erneurbaren Energiequellen. Sie ist im Gegensatz zur Energieerzeugung in Kohle- oder Kernkraftwerken umweltfreundlich.

Energiequellen

Jede mit Windkraftanlagen erzeugte kWh spart den Verbrauch fossiler Rohstoffe.

Rohstoffverbrauch für eine kWh-Strom:
Braunkohle: 1,2 kg
Steinkohle: 0,3 kg
Angereichertes Uran: 0,0045 kg
Erdgas: 0,22 m³
Schweres Heizöl: 0,2 l

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2. Windnutzung

Für die Nutzung der Windenergie für die Stromerzeugung kommen nur Gebiete mit ausreichender Windgeschwindigkeit in Betracht. Ab einer mittleren Windgeschwindigkeit (Jahresdurchschnitt der Windgeschwindigkeit, gemessen in 10m Höhe) von 4-5 m/s kann eine gute Leistung erzielt werden und die Windkraft ist geeignet wirtschaftlich Elektrizität bereitzustellen. Bei niedrigeren Windgeschwindigkeiten ist das Energieangebot zu gering, als dass sich eine Nutzung lohnen würde. Für die Standortbeurteilung ist vor allem die Oberflächenstruktur der Landschaft wichtig. An den Küsten herrschen hohe Windgeschwindigkeiten, die aber landeinwärts durch die Bodenreibung und andere Hindernisse wie Wälder, Bauwerke, unebenes Gelände oder die Zentren großer Städte schnell abnehmen. Nur auf Bergen, die an die höheren und schnelleren Windschichten reichen, werden wieder größere Windgeschwindigkeiten gemessen. Die technischen Nutzungsmöglichkeiten des Windes hängen jedoch nicht einfach von der mittleren Windgeschwindigkeit ab. Eine mittlere Windgeschwindigkeit von 5 m/s kann sich beispielsweise aus einem über 24 Stunden konstanten Wind von 5 m/s ergeben, aber auch aus einem Orkan, der mit 30 m/s vier Stunden lang tobt und eine darauffolgende 20 stündige Windstille. Es kommt also darauf an, wie häufig welche Windgeschwindigkeit auftritt. Im Jahresdurchschnitt sind die Winde am stärksten und häufigsten im November, die meisten Flauten im August und September.

Windgeschwindigkeiten

Den günstigsten Aufstellungsort findet man, wenn man sich ein Standortgutachten einholt. Dafür werden Windmessungen herangezogen, genauso wie die lokalen Hindernisse Bäume, Häuser etc. berücksichtigt werden müssen. Deshalb sollte der Abstand der Windkraftanlage mindestens 15-20 mal so groß wie die Höhe des Hindernisses sein oder die Höhe der Windkraftanlage muss höher gewählt werden. Um den für die Energienutzung wirksamen Wind richtig zu erfassen ist es wichtig, in der Nabenhöhe der geplanten Anlage zu messen. Die Windgeschwindigkeit nimmt mit der Höhe über dem Erdboden exponentiell in Abhängigkeit von der Beschaffenheit des Geländes zu. Mit einer Formel lassen sich die Windgeschwindigkeiten in Abhängigkeit von der Standardmeßhöhe (10 m) berechnen.

Beschreibung des GeländesExponent a
Offenes Gelände mit wenigen und niedrigen Hindernissen, z. B. flaches Gras und Ackerland mit nur wenigen Bäumen, Prärien, Küsten, flache Inseln inländischer Seen, Wüsten0,16
Gelände mit gleichförmig gestreuten Hindernissen von 10 bis 15 m Höhe, z. B. Wohnsiedlungen, kleine Städte, Wälder, Gebüsch, kleine Felder mit Büschen, Bäumen und Hecken0,28
Gelände mit großen und ungleichmäßig gestreuten Hindernissen, z. B. die Zentren der großen Städte, stark unebenes Gelände mit vielen hohen Hindernissen, wie Bäume etc.0,40
vx = v10*(x[m]/10[m])a

v10 = Windge­schwindigkeit in 10 m Höhe

vx = Windge­schwindigkeit in x m Höhe

a = Exponent der Bodenrauhigkeit
a = 0 ... 0,4


in 30 m Höhe:
v30 = 5,2 m/s*(30[m]/10[m])0,16
v30 = 6,2 m/s

in 40 m Höhe:
v40 = 5,2 m/s*(40[m]/10[m])0,16
v40 = 6,5 m/s

Als Beispiel wurde ein Standort an der Nordseeküste mit einer Windgeschwindigkeit von 5,2 m/s in 10 m Höhe berechnet.


2.1 Beschleunigungseffekte: Der Tunnel-Effekt

Wenn wir uns zwischen hohen Gebäuden oder auf einem eingeschnittenen Bergpaß befinden, können wir den gleichen Effekt feststellen: Die Luft wird auf der Windseite von Gebäuden oder Bergen komprimiert, und ihre Geschwindigkeit steigt beträchtlich an, während sie zwischen den Hindernissen hindurchbläst. So kann eine Windgeschwindigkeit, die in offenem Gelände z. B. 6 m/s beträgt, in einem natürlichen Tunnel durchaus auf 9 m/s kommen.


2.2 Beschleunigungseffekte: Der Hügel-Effekt

Auf Hügeln ist die Windgeschwindigkeit höher, als in der Umgebung. Doch je steiler der Hügel ist desto rauher ist seine Oberfläche und somit entstehen Turbulenzen. Genauso wie beim Tunnel-Effekt sollte sich der Hügel sanft an die Landschaft anpassen, sonst könnten die zu großen Turbulenzen das Plus an Geschwindigkeit wieder zunichte machen.

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3. Definition von Energie und Leistung

3.1 Energie

Physiker definieren den Ausdruck Energie als die Menge von Arbeit, die ein physikalisches System verrichten kann. Entsprechend dieser Definition kann Energie weder erzeugt noch verbraucht oder zerstört werden. Energie kann jedoch in verschiedene Formen umgewandelt werden: Die kinetische Energie von bewegten Luftmolekülen kann vom Rotor einer Windkraftanlage in Rotationsenergie umgesetzt werden, diese wiederum wird durch den angeschlossenen Generator in elektrische Energie umgewandelt. Da der größte Teil der Windkraftanlagen Elektrizität produziert, messen wir ihre Leistungsfähigkeit durch die Menge an elektrischer Energie, die sie aus der kinetischen Energie des Windes umwandeln können. Diese Energie wird gewöhnlich in Kilowattstunden (kWh) oder Megawattstunden (MWh) für einen bestimmten Zeitraum angegeben, z. B. pro Jahr oder pro Stunde. Rotorkreisfläche So wie bei der Solarenergie üblich, wird der Energieertrag von Windrotoren auch auf die Bezugsfläche Quadratmeter bezogen. Dabei ist jeder Quadratmeter der Rotorkreisfläche gemeint den der drehende Rotor aus der Windströmung herausschneidet. Umso größer dieser Windkreis, desto besser kann die Bewegungsenergie der Luftströmung aufgenommen werden. Diese Leistungsabgabe pro Quadratmeter Rotorfläche besagt, wieviel Elektrizität die Anlage aus der Leistungsaufnahme pro Quadratmeter Rotorfläche erzeugt. Ertragszahlen von 100 kWh/m2 bis fast 1500 kWh/m2 Rotorkreisfläche (GROWIAN, siehe Geschichte der Windenergienutzung) sind zu erzielen. 100 kWh/m2 gilt für das Binnenland und für eine Kleinanlage mit einer kleinen Turmhöhe, mehr als 1000 kWh/m2 für den Küstenstandort und eine große Anlage mit hoher Turmhöhe. Umso größer der Rotordurchmesser, desto mehr Energie kann man dem Wind entziehen. Die kinetische Energie des Windes hängt von der Luftdichte ab. Je "schwerer" die Luft ist, umso mehr Energie können Windkraftanlagen entnehmen.

Die Turmhöhe spielt deshalb eine wichtige Rolle, da der Wind anfangs mit wachsender Höhe über Grund bei allen Landschaftsformen relativ schnell zunimmt. Wirtschaftlich stellt der 100 m hohe Turm eine Grenzhöhe dar, lohnt es sich doch nicht darüberhinaus zu gehen. Die enorm wachsenden Turmkosten werden durch das "Plus" an Energie bei Türmen mit über 100 m nicht mehr aufgebracht. Die Windenergie ist mit den genannten Ertragszahlen als regenerative Energiequelle deshalb so interessant, weil die Solarenergie in unseren Breiten auf dem Gebiet der Wärmeenergie nur ca. 400 kWh/m2 (Solarkollektoren) Energie bereitstellen kann und die Photovoltaik mit besten Solarzellen (Silizium, Monokristalline) sogar nur ca. 90 kWh/m2 liefert.

Der Auslastungsfaktor ist eine andere Art zur Feststellung des jährlichen Energieertrages einer Windkraftanlage. Hierbei teilt man die tatsächliche Energieproduktion durch den theoretischen, maximalen Ertrag, wenn die Anlage bei Nennleistung die gesamten 8766 Stunden eines Jahres laufen würde.

Bsp.: Anlage mit 600 kW installierter Nennleistung
und einer jährlichen Energieproduktion von 1,5 Mil. kWh

1500000[kWh]/(365,25 * 24[h] * 600[kW]) = 0,285

Der Auslastungsfaktor dieser Anlage würde also 28,5 % betragen.


3.2 Leistung

Elektrische Leistung wird in Watt (W), Kilowatt (kW), Megawatt (MW) etc. gemessen. Leistung ist Energie pro Zeiteinheit.

Leistung kann zu einem jeden beliebigen Zeitpunkt gemessen werden, während Energie über eine bestimmte Zeitspanne gemessen wird, z. B. eine Sekunde, eine Stunde oder ein Jahr. Wenn eine Windkraftanlage eine Nennleistung von 600 kW aufweist, so heißt das, dass sie 600 Kilowattstunden (kWh) an Energie pro Stunde erzeugt, vorausgesetzt, daß sie im Nennbetrieb, auch Vollastbetrieb genannt, arbeitet. Bei starkem Wind mit z. B. mehr als 15 m/s Geschwindigkeit, arbeiten viele Windkraftanlagen im Nennbetrieb.

Wenn ein Land wie Dänemark über Windkraftanlagen mit einer Leistung von z. B. 900 MW verfügt, so sagt das nicht aus, wieviel Energie die Generatoren tatsächlich produzieren. Windkraftanlagen laufen vielleicht nur 75 % der Stunden eines Jahres, und nur einige Stunden pro Jahr arbeiten sie im Nennbetrieb. Um herauszufinden, wieviel Energie Windkraftanlagen wirklich produzieren, muß man die Verteilung der Windgeschwindigkeiten für jede Anlage kennen. Im Falle von Dänemark erhalten wir durchschnittlich 2300 Stunden im Vollastbetrieb. Man braucht also nur die 1500 kW installierte Leistung einer Anlage mit den 2300 Stunden Vollastdauer zu multiplizieren und erhalten 3450000 kWh = 3,45 GWh Energie pro Jahr. Das reicht aus um 1000-1500 Vier-Personen-Haushalte mit elektrischer Energie zu versorgen.

In anderen Gebieten wie in Wales, Schottland oder im Westen von Irland wird eine Vollastdauer von 3000 Stunden oder mehr erzielt. In Deutschland liegt diese Zahl näher bei 2000 Stunden.

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4. Das Gesetz von Betz

Je mehr kinetische Energie dem Wind von einer Windkraftanlage entzogen wird, umso stärker wird der Wind abgebremst. Wenn wir versuchten, die gesamte Energie aus dem Wind zu gewinnen, dann hätte die Luft hinter dem Rotor die Geschwindigkeit null, d. h. sie würde die Windkraftanlage nicht verlassen. In diesem Fall könnten wir dem Wind überhaupt keine Energie entziehen, da auf der anderen Seite keine Luft mehr auf den Rotor einströmen könnte. Dieses Modell ist in der Realität aber nicht umsetzbar.

Man kann deshalb annehmen, dass man nur einen bestimmten Anteil der kinetischen Energie des Windes in mechanische Energie umwandeln kann.

Das Betzsche Gesetz besagt, daß eine Windkraftanlage höchstens 16/27 (oder 59,3 %) der kinetischen Energie des Windes in mechanische Energie umwandeln kann. 85 % dieses Bestwertes bringen die heutigen modernen Windkraftanlagen mit horizontaler Achse. Anlagen mit vertikaler Achse bleiben aus physikalischen Gründen unter diesen Werten.

Dieses Gesetz stammt von dem deutschen Physiker Albert Betz und wurde von ihm im Jahr 1919 formuliert. Sein Buch "Wind-Energie", welches 1926 erschien, gibt einen guten Überblick über Windenergie und Windkraftanlagen in dieser Zeit.

Es ist eigentlich überraschend, daß man in der Lage ist, eine derart allgemeine Aussage zu treffen, die für alle Windkraftanlagen mit einem scheibenähnlichen Rotor gültig ist. Die ideale Windkraftanlage bremst den Wind also um 1/3 seiner ursprünglichen Geschwindigkeit herab.

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5. Verschiedene Arten von Windkraftanlagen

5.1 Anlagen mit horizontaler Achse

5.1.1 Windmühle

WindmühleBei der Windmühle bläst der Wind gegen 4-24 breite Flügel. Sie wurde zur mechanischen Energienutzung verwendet, z. B. zum Getreidemahlen oder zum Antrieb von Wasserpumpen. Die Kraft der horizontal verlaufenden Hauptachse wird durch eine Reihe von Zahnrädern und Wellen auf die Mühle im unteren Teil des Gebäudes übertragen.

Die Windräder laufen schon bei niedrigen Windgeschwindigkeiten an, sie werden als "Lang-samläufer" bezeichnet, da eine Flügelspitze im Betrieb ungefähr so schnell umläuft, wie der Betrag der Windgeschwindigkeit selbst.

Die Flügel haben eine starre Befestigung, können deshalb die Energie des Windes nicht optimal ausnutzen.


5.1.2 Dreiblattrotor

Dreiblattrotor Die meißten modernen Windkraftanlagen haben drei Rotorblätter. Diese sind, ähnlich wie Flugzeugtragflächen, aerodynamisch optimiert. Im Gegensatz zu den Windmühlenflügeln können die neuen Rotorblätter einen größeren Anteil der Bewegungsenergie der Luftströmung nutzbar machen. Sie werden als Schnelläufer bezeichnet, weil die Umfangsgeschwindigkeit einer Rotorblattspitze im Normalbetrieb 6-12 mal so groß ist, wie die aktuelle Windgeschwindigkeit. Bei Langsamläufern kann man sagen, dass jedes zusätzliche Flügelblatt auch mehr Leistung bringt, da der Startmoment dieser Windräder damit beschleunigt wird. Schnelläufer mit wenigen Rotorblättern haben dagegen Startprobleme. Da der Rotor aber 40 % des Gesamtsystems kostet, überlegt man sich lieber mit wieviel Rotorblättern man seine Anlage ausstattet. Der Dreiblattrotor hat aber eine bessere Windaufnahme als der Ein- oder Zweiblattrotor, da die Luftströmung nicht so schnell abreist.

NEG Micon Dreiblattrotor Das Bild links zeigt eine dänische NEG Micon Anlage mit drei Rotorblättern. Sie hat eine installierte Leistung von 1,5 MW. Der Rotordurchmesser beträgt 64 m.


5.1.3 Zweiblattrotor

Zweiblattrotor Windkraftanlagen mit zwei Rotorblättern haben den Vorteil, dass man sich die Kosten für ein Blatt und dessen Gewicht sparen kann. In letzter Zeit setzen die Hersteller aber fast nur noch auf Dreiblattrotoren. Warum sich der Zweiblattrotor nicht durchsetzt ist erstens auch darauf zurückzuführen, dass er für den gleichen Energieertrag eine höhere Drehzahl benötigt. Weiterhin gibt es ein Stabilitätsproblem, wenn sich ein Rotorblatt in der obersten Position befindet und das andere genau vor dem Turm steht.


5.1.4 Einblattrotor

Monopteros Vom Einblattrotor gibt es nur sehr wenige Ausführungen. Da er nur einen Flügel hat benötigt er einen Gegengewichtsarm. Seine Umdrehungsphase ist ungleichförmig wodurch Material und Getriebe ebenfalls ungleichförmig belastet werden. Aufgrund der besseren Aerodynamik setzt man nur auf Zwei- und Dreiblattrotoren.

Einblattrotor mit Gegengewichtsarm Das Bild links zeigt den Einblattrotor "Monopteros". Rechts der Kopf eines Einblattrotors mit dem Gegengewichtsarm.

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5.2 Anlagen mit vertikaler Achse

5.2.1 Darrieus-Rotor

Darrieus-RotorDarrieus-Rotor

Der Darrieus-Rotor arbeitet mit vertikaler Rotationsachse. Die Leistung gegenüber Horizontal-Achsen-Anlagen ist aber wesentlich geringer, da die 2 oder 3 seilkurvenförmig gekrümmten Rotorblätter einen halben Kreisumfang gegen den Wind machen müssen. Ein weiterer Nachteil der Anlagen besteht darin, dass sie nicht von alleine anlaufen. Sie benötigen deshalb zuerst Fremdenergie, um sich in Bewegung zu setzen. Außerdem ist die Windgeschwindigkeit in Bodennähe relativ gering, was die Kostenersparung eines Turmes nicht ausgleicht. Generator, Getriebe etc. befinden sich auf dem Boden, wodurch z. B. die Wartung erleichtert wird. Darrieus-Rotor

Der größte Vorteil dieser Anlagen liegt aber daran, dass sie ohne einen Mechanismus zur Windnachführung auskommen. Wenn sich die Windrichtung oder Geschwindigkeit also ändert, stellt das für die Darrieus-Anlagen kein Problem dar.

Die meißten Darrieus-Rotoren sind in Amerika zu finden und eignen sich gut für Pumpen. Hier sieht man eine ehemalige Testanlage der Firma Dornier. Sie steht in Friedrichshafen und hat einen 12 m Durchmesser.


5.2.2 Savonius-Rotor

Savonius-Prinzip Er besteht aus zwei zylindrischen Halbschalen und ist von Kühlwaggons der Bahn und von Kühllastwagen bekannt. Heute aber nur noch sehr selten zu finden. Das Bild zeigt das Savonius-Prinzip.

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6. Technische Einzelheiten der Windkraftanlagen

Die technischen Einzelheiten beziehen sich ausschließlich auf Anlagen mit horizontaler Achse, da alle modernen kommerziellen Anlagen für den Netzbetrieb mit dieser horizontalen Antriebswelle hergestellt werden.


6.1 Leeläufer

Leeläufer Leeläufer haben ihren Rotor auf der windabgewandten Seite der Anlage - der Leeseite. Sie haben den theoretischen Vorteil ohne Nachfürmechanismus auszukommen, wenn Rotor und Gondel so konstruiert sind, dass sie dem Wind passiv folgen. In der Praxis kann das aber zu Problemen, mit der Kabelverlegung im Turm führen, wenn sich die Anlage eine längere Zeit in eine Richtung dreht. Deshalb gibt es einen Verwindungszähler, der der Anlage mitteilt, wann sie die Kabel wieder gerade drehen muß. Ein Vorteil ist, dass die Rotorblätter flexibler sein können. Dies ist in Bezug auf Gewicht und Leistungsdynamik ein Vorteil, da sie sich bei hohen Windgeschwindigkeiten etwas biegen und so eine Teilbelastung des Turmes abfangen. Aufgrund dieser Tatsache können Leeläufer billiger gebaut werden als Luvläufer. Doch der große Nachteil ist der Windschatten des Turmes, durch den die Leistung der Anlage abfällt, wenn ein Rotorblatt ihn durchfährt.


6.2 Luvläufer

Luvläufer Bei Luvläufern sitzt der Rotor auf der windzugewandten Seite der Anlage - der Luvseite. Der Vorteil von Luvläufern besteht darin, dass sie vom Windschatten des Turmes nicht beeinflusst werden. Der Nachteil ist, dass der Rotor ziemlich starr sein muß und eine gewisse Distanz zum Turm benötigt, da es sonst zu unkontrollierbaren Windverwirbelungen kommen kann. Außerdem ist bei Luvläufern ein Mechanismus zur Windnachführung notwendig, um den Rotor immer genau im Wind zu halten. Der weitaus größte Teil aller Windkraftanlagen ist nach dem Luvläufer-Prinzip gebaut.


6.3 Leistungsregelung von Windkraftanlagen

Windkraftanlagen werden so gebaut, dass sie bei einer Windgeschwindigkeit von 15 m/s den maximalen Ertrag erzielen. Es lohnt sich nicht den maximalen Ertrag für Anlagen auf eine höhere Windgeschwindigkeit auszulegen, da diese zu selten vorkommt. Man versucht, abhängig von der Windgeschwindigkeit, die Anlagen immer auf dem selben Leistungsniveau zu halten. Dafür gibt es folgende Regelungen:

6.3.1 Pitch-Regelung

Wenn der Wind zu stark wird startet automatisch eine Blattwinkelregelung. Dabei werden die Rotorblätter um ihre Längsachse gedreht. Somit wird die Angriffsfläche bei starkem Wind verkleinert und bei schwächerem Wind vergrößert.


6.3.2 Passive Stall-Regelung

Hier sind die Rotorblätter mit einem fixen Winkel an der Nabe befestigt. Die Rotorblätter sind aerodynamisch aber so gefertigt, dass sich bei zu starkem Wind an der windabgewandten Seite der Blätter Turbulenzen bilden. Dieser Strömungsabriß läßt die Auftriebskraft, die den Rotor antreibt, zusammenbrechen.


6.3.3 Aktive Stall-Regelung

Immer mehr große Windkraftanlagen mit einer Leistung von 1 MW und höher werden mit einer aktiven Stall-Regelung ausgeliefert. Es ist eine Mischung zwischen Pitch-Regelung und passiver Stall-Regelung. Die Rotorblätter können also einen Strömungsabriß erzeugen und sich um ihre Längsachse drehen. Der Vorteil ist, dass man die Leistungsabgabe genauer regeln kann und es, wie bei der passiven Stall-Regelung, keinen Leistungsabfall beim Strömungsabriß gibt.


Tritt ein sehr starker Sturm oder Orkan auf, werden die Windkraftanlagen im Notfall durch mechanische Bremsen zum Stillstand gebracht und abgeschaltet, da sonst z. B. der Generator überhitzt wird. Eine andere Möglichkeit ist das aerodynamische Bremssystem. Bei Anlagen mit Pitch-Regelung und aktiver Stall-Regelung werden die Rotorblätter um rund 90° um ihre Längsachse gedreht, wodurch sie die Windströmung so gut wie nicht mehr nutzen können. Bei passiver Stall-Regelung werden nur die Blatt-Spitzen um 90° verdreht. Das aerodynamische Bremssystem ist sehr sicher, es stoppt den Rotor innerhalb weniger Umdrehungen.

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6.4 Bestandteile einer Windkraftanlage

Bestandteile einer Windkraftanlage

6.4.a Turm

Höhere Türme steigern generell die Energieproduktion der Anlage, weil die Windgeschwindigkeit in der Höhe zunimmt. Zu großen Anlagen nimmt man auch einen großen Turm. Man muss aber auf die Kosten achten, da 10 m Turm etwa 15000 EUR kosten. Ein 50 m Turm wiegt etwa 40 Tonnen, bei 60 m sind es schon 80 Tonnen. Man verwendet bei den meißten Windkraftanlagen konische Stahlrohrtürme, das bedeutet der Durchmesser steigt zum Boden hin. Diese werden in 20 m bis 30 m Stücken zum Aufstellungsort transportiert. Dort werden sie dann mit dem Betonfundament verschraubt. Andere Möglichkeiten sind Gittertürme oder abgespannte Masten, da diese aber nicht sehr stabil sind und auch nicht gut aussehen, werden sie kaum noch benutzt. Außerdem hat man bei den Stahlrohrtürmen den Vorteil, dass man einfacherer und sicherer Wartungsarbeiten durchführen kann.


6.4.b Gondel

Die Gondel, also das Gehäuse, beinhaltet die wichtigsten Teile einer Windkraftanlage wie Getriebe und Generator. Das Wartungspersonal kann vom Turm aus in die Gondel einsteigen.


6.4.c Rotorblätter

Rotorblatt Die Rotorblätter nehmen die Windenergie auf. Die Bewegung wird auf die Nabe übertragen. Moderne Rotorblätter von großen Windkraftanlagen werden aus glasfaserverstärktem Kunststoff (GFK) hergestellt, z. B. aus glasfaserverstärktem Polyester oder Epoxid. Eine andere Möglichkeit ist die Verwendung von Kohlefaser oder Aramid (Kevlar), gewöhnlich ist das aber für große Anlagen unwirtschaftlich. Auf dem Bild sieht man eine Anlage mit einem Rotordurchmesser von 64 m.


6.4.d Rotornabe

In der Rotornabe sind die Rotorblätter befestigt. Die Rotornabe ist mit der langsamlaufenden Antriebswelle des Getriebes verbunden.


6.4.e Langsamlaufende Antriebswelle

Die langsamlaufende Antriebswelle der Windkraftanlage verbindet die Nabe mit dem Getriebe. Bei einer 600 kW-Anlage dreht sich der Rotor relativ langsam, mit ca. 19 bis 30 Umdrehungen pro Minute. Die Welle beinhaltet Hydraulikleitungen, welche die aerodynamischen Bremsen versorgen.


6.4.f Getriebe

Das Getriebe liegt zwischen langsamer Antriebswelle und schneller Abtriebswelle. Hier wird die relativ niedrige Drehzahl der langsamlaufenden Antriebswelle in eine höhere umgesetzt, damit der Generator eine höhere Leistung erzielen kann. Das Übersetzungsverhältnis beträgt rund 1:50.


6.4.g Schnellaufende Abtriebswelle

Die schnellaufende Abtriebswelle rotiert mit ungefähr 1500 U/min und treibt den elektrischen Generator an. Sie ist mit einer mechanischen Scheibenbremse für Notbremsungen ausgerüstet. Diese Bremse wird benützt, wenn die aerodynamische Bremse versagt oder wenn die Anlage repariert wird.


6.4.h Generator

Generator Der Generator verwandelt mechanische Energie in elektrische Energie. Generatoren für Windkraftanlagen sind im Vergleich zu herkömmlichen Kraftwerksgeneratoren im Netzverband etwas ungewöhnlich, da sie mit der schwankenden mechanischen Leistung, also dem Drehmoment des Rotors arbeiten müssen. Die schnellaufende Abtriebswelle ist im Generator mit Magneten bestückt. Im Stator (der silberfarbenen Einheit) sind Spulen kreisförmig verteilt. Wenn man die Zahl der Magneten verdoppelt kann man erreichen, dass das Magnetfeld mit der halben Geschwindigkeit rotiert, die Drehzahl des Generators kann also niedriger sein. Antriebswelle mit Spulen und Magnet Im Generator kann dann durch Induktion eine Spannung erzeugt werden. Diese Spannung wird anschließend mit einem Transformator, der sich im Turm oder in der Nähe der Anlage befindet, auf 10000 V bis 30000 V hochtransformiert. Die Transformation hat den Vorteil, dass die gleiche Leistung mit einem geringeren Strom erzeugt werden kann und so die Netzeinspeisung vereinfacht wird. Es gibt Anlagen mit einer Frequenz von 50 Hz, für die meißten elektrischen Netze der Welt, oder mit 60 Hz für Amerika.


6.4.i Elektronischer Regler

Der elektronische Regler beinhaltet einen Computer, der ständig das Verhalten der Anlage überprüft und die Windnachführung steuert. Im Fall eines Problems (z. B. Überhitzung des Getriebes oder des Generators) stoppt er die Anlage automatisch und informiert via Telefonverbindung den Computer des Betreibers.


6.4.j Hydrauliksystem

Das Hydrauliksystem wird benötigt, um die aerodynamischen Bremsen wieder freizugeben.


6.4.k Windnachführung

Windnachführung Die Einrichtung für die Windnachführung verwendet einen Elektromotor, um die Gondel mit dem Rotor immer richtig in den Wind zu drehen. Dieser Drehkranz, links im Bild, sitzt zwischen Gondel und Turm und wird vom Elektromotor angetrieben.


6.4.l Anemometer und Windfahne

Anemometer und Windfahne Das Anemometer und die Windfahne werden zur Messung der Windgeschwindigkeit und Windrichtung eingesetzt. Der elektronische Regler verwendet die elektrischen Signale des Anemometers dazu, um die Anlage einzuschalten. Bei einer Geschwindigkeit von mehr als 25 m/s wird die Anlage automatisch abgeschaltet, um Schäden zu vermeiden.


6.4.m Kühlsystem

Generatoren werden durch Wasser- oder Luftkühlung vor Überhitzung geschützt.


6.4.x Netzanbindung

Die Netzanbindung kann direkt oder indirekt erfolgen. Direkte Netzanbindung heißt, dass der Generator direkt mit dem Wechselstrom des Netzes verbunden ist. Das hat den Nachteil, dass die Anlage immer mit der ziemlich gleichen Drehzahl arbeiten muss. Indirekte Netzanbindung bedeutet, dass der Generatorstrom durch eine Reihe elektronischer Bauteile fliessen muss, welche den Strom an den Netzstrom anpassen. Der Nachteil sind die hohen Kosten. Man benötigt einen Gleichrichter und zwei Wechselrichter, einen zur Regelung des Statorstromes und einen zweiten zur Umwandlung des erzeugten Stromes auf Netzfrequenz. Die Grafik zeigt den Prozess bis zur Netzfrequenz.

Netzanbindung

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6.5 Optimierung von Windkraftanlagen

Optimierung Man weiß, dass wenn man den Rotordurchmesser verdoppelt, eine viermal so große Fläche erhält. Das bedeutet, dass auch die Leistung vervierfacht wird. Die Größe des Rotordurchmessers wird aber auf die lokalen Windverhältnisse optimiert. Ein größerer Generator braucht natürlich mehr Leistung, also stärkere Winde, um sich überhaupt zu drehen. Wenn wir also eine Anlage in einer Gegend mit wenig Wind aufstellen wollen, können wir die jährliche Energieproduktion dadurch optimieren, dass wir einen relativ kleinen Generator für eine gegebene Rotorgröße verwenden. Der Grund, warum wir von einem relativ kleinen Generator in einem Gebiet mit weniger Wind mehr Energie erhalten, liegt darin, dass die Anlage einfach mehr Stunden pro Jahr läuft.

Ein kleiner Generator kann mit weniger Kraft (Drehmoment) gedreht werden als ein großer Generator. Wenn wir einen großen Rotor an einen vergleichsweise kleinen Generator anschließen, wird dieser sehr viele Stunden im Jahr Elektrizität produzieren. Er wird aber nur einen kleinen Teil des Energiegehaltes in Strom verwandeln können, wenn die Windgeschwindigkeit sehr groß ist. Andererseits ist ein großer Generator bei hohen Windgeschwindigkeiten sehr effizient, aber bei schwachem Wind wird er sich nicht drehen. Deshalb sehen sich die Hersteller von Windkraftanlagen die Verteilung der Windgeschwindigkeiten genau an und sie berechnen den Energiegehalt des Windes für verschiedene Windgeschwindigkeiten, um die Idealkombination von Rotor- und Generatorgröße am jeweiligen Standort herauszufinden.

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7. Die Geschichte zur Windenergienutzung

Schon 3000 v. Chr. nutzten die alten Ägypter die Kraft des Windes, als man mit Segelschiffen größere Strecken über das Meer zurücklegen wollte.

Erst 1000 v.Chr. gab es die ersten Windmühlen, die mechanische Energie erzeugten, z.B. Getreide mahlen.

Im 7. Jhr. n. Chr. wurden schon von den Persern Windmühlen mit vertikaler Achse verwendet.

Seit dem 12. Jhr. gab es Windmühlen mit horizontaler Achse in Europa, die sogenannten "Bockwindmühlen", sie hatten den Rotor unveränderlich immer in der gleichen Position. Somit waren sie stark von der Windrichtung abhängig.

Windwagen 14. Jhr.: Der Windwagen des Italieners Guido von Vigevano. Der Windwagen sollte wahrscheinlich zu militärischen Zwecken eingesetzt werden. Der Rotordurchmesser der Windflügel betrug ca. 6 m bis 8 m. Bei passendem Wind könnte der Wagen eine Geschwindigkeit bis zu 50 km/h erreicht haben.

Im 18. und 19. Jhr. standen schon über 10000 Windmühlen im holländischen und norddeutschen Küstengebiet.

Poul la Cour 1891: Poul la Cour (1846-1908) gilt als der Vater der modernen Windkraftanlagen für die Stromerzeugung. Im Jahr 1891 baute er die weltweit erste Windkraftanlage zur Erzeugung von Elektrizität. La Cour war auch einer der Pioniere der modernen Aerodynamik und verfügte über einen eigenen Windkanal für seine Experimente. Poul la Cours WKA

western mills Um 1900 standen vor allem in Amerika viele Windräder, die "western mills". Mit ihren vielflügeligen Blechrotoren eigneten sie sich besonders gut als Wasserpumpen. Ihr direkter mechanischer Antrieb eignet sich für einen Grundwasserspiegel bis 35 m Tiefe.

Mit Hilfe der Windfahne wurde der Turmkopf mit den Flügeln immer der Windrichtung nachgeführt.

Bis 1930 wurden die Windräder wegen der immer wechselnden Windrichtung von Wasserrädern, Dampfmaschinen und schließlich Turbinen verdrängt.

Um 1930 hatte Hermann Honnef als Erster die Idee, Windkraftanlagen auf dem Wasser zu errichten, die sogenannte "Offshore"-Aufstellung.

1931 hatte der französische Ingenieur Georges Darrieus seine Idee von Windkraftanlagen mit vertikal verlaufender Hauptachse zum Patent angemeldet.

WKAs von F.L. Smidth In den Jahren 1940-1950 gehörte die dänische Firma F.L. Smidth zu den Pionieren der Windenergie, sie fertigten Windkraftanlagen mit zwei und drei Rotorblättern.

1942 hatte Ulrich Hütter, seiner Zeit Dozent an der Ingenieurschule Weimar, die Theorie aufgestellt, alle modernen "Freifahrenden Turbinen" mit 2 oder 3 Rotorblättern zu bestücken.

1957 gab es das "Urmodell" der modernen Windkraftanlagen, die StGW-34, nach Ulrich Hütter.

1958 setzte Ulrich Hütter die "Offshore"-Aufstellung von Windkraftanlagen das erste Mal um und ließ auf einer Ölplattform im Golf von Mexiko die Allgaier WE10KW-Anlage bauen. Dort ersetzte sie ein Dieselaggregat.

GROWIAN 1980 wurde GROWIAN in Brunsbüttel gebaut. Die Grosse Windenergieanlage stand auf dem Kaiser-Wilhelm-Koog bei Marne an der Nordseeküste. Sie hatte bei einem 100 m hohen Turm einen Rotordurchmesser von ebenfalls 100 m. GROWIAN sollte sich bei einer Windgeschwindigkeit von 5,4 m/s einschalten und eine Leistung von 3 MW haben. Doch 1987 wurde GROWIAN aufgrund zuvieler Pannen abgerissen (Wind war zu stark, das Material zu schwach).

1990: Nach den Problemen mit GROWIAN errichtete man auf der Insel Helgoland einen kleineren Nachfolger, genannt GROWIAN II oder WKA-60. Doch auch beim kleinen GROWIAN gab es Probleme mit Blitzschlag an den CFK-Rotorblättern. Die Anlage sollte eine Leistung von 1,2 MW bringen.

Seit 1996 werden immer mehr Windparks errichtet, bei denen Windkraftanlagen räumlich konzentriert werden, so kann die Stromerzeugung optimal genutzt werden.

Windpark in Iowa

Als Beispiel wurden im US-Bundesstaat Iowa 275 Windkraftanlagen installiert. Sie sollen 100000 MWh pro Jahr liefern. Nach Angaben lokaler Behörden handelt es sich um das bis 2001 größte Windkraft-Projekt der Erde. Amerika war bei riesigen Windparks schon immer vorne mit dabei, so wurden in den 80er Jahren tausende von Windkraftanlagen nach Kalifornien geliefert. In Palm Springs wurden über 1000 dieser Micon 55 kW Anlagen installiert. Windpark in Palm Springs Rund die Hälfte der in Kalifornien aufgestellten Windkraftanlagen sind dänischer Herkunft. Mit dem Auslaufen des kalifornischen Förderprogrammes im Jahre 1985 verschwand der amerikanische Markt über Nacht. Seither gab es nur mehr wenige kleine Installationen, obwohl der Markt in letzter Zeit anscheinend wieder etwas wächst. Bis zur Jahrtausendwende war Deutschland der wichtigste Markt der Welt und auch das Land mit der meisten installierten Leistung aus Windkraft.

Seit 1997 werden in sehr kalten Gebieten auch schwarze Rotorblätter verwendet, da es so nicht so schnell zum Eisansatz kommt. Das Sonnenlicht wird nicht so stark reflektiert, wie bei hellen Rotorblättern.

1998 wurde in Holtriem, Ostfriesland, der bis dahin größte Windpark Europas fertiggestellt. Zum Einsatz kommen 35 ENERCON-66 Anlagen mit je 1,5 MW Leistung.

Nach 2001... Nach 2001 wurden immer mehr Megawatt-Anlagen hergestellt. Wo der Standard davor noch bei 400 kW bis 700 kW-Anlagen lag, geht der Trend zu Megawatt-Anlagen. Neben der deutschen Enercon GmbH bieten die dänischen Hersteller NEG Micon, Bonus Energy und Vestas Wind Systems schon seit 2001 2 MW-Anlagen an. Die dänische Nordex AG hatte im Jahr 2001 sogar schon eine 2,5 MW Anlage im Angebot. Die Anlagen arbeiten immer effizienter und werden weiter optimiert.

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8. Offshore-Windparks

Offshore-Windpark Da die Windverhältnisse auf dem Meer besonders günstig sind, werden zunehmend Offshore-Windparks geplant, sie nutzen die dort vorhandenen hohen und relativ konstanten Windgeschwindigkeiten aus. Die Oberfläche von Meeren und Seen ist verständlicherweise sehr glatt, deshalb ist die Rauhigkeit bei schwachem (und konstantem) Wind gering. Bei stärker werdendem Wind wird ein Teil der Windenergie zur Wellenbildung benutzt, d. h. die Rauhigkeit steigt an. Nachdem die Wellen gebildet sind, nimmt die Rauhigkeit wieder ab.

Aufgrund der geringen Rauhigkeit sind die Windverwirbelungen auf dem Meer sehr schwach, d. h. die Windgeschwindigkeit ändert sich nicht sehr stark mit der Nabenhöhe einer Anlage. Deshalb ist es hier sinnvoll, relativ niedrige Türme zu benutzen.

Die deutsche Umweltkontor Renewable Energy AG plant, in Zusammenarbeit mit einem spanischen und einem schweizerischen Unternehmen, im Atlantik in der Nähe von Cadiz, einen Offshore-Windpark auf einem 50 km2 großen Areal zu errichten. Geplant sind zunächst 100 Anlagen mit einer Nennleistung von mindestens 2 MW. Das Projektvolumen würde sich danach auf 200 MW belaufen. Die Entfernung der Windenergieanlagen zur Küste beträgt 15 km bis 25 km, die Wassertiefen liegen bei 15 m bis 25 m. Die Realisierung sollte ab 2005 erfolgen. Die Gesamtinvestition für dieses Projekt wird bei 300 Mio EUR bis 350 Mio. EUR liegen.

Neben diesem Projekt soll auch das Umweltkontor-Projekt "Adlergrund", nordöstlich von Rügen, von 69 Windkraftanlagen auf 155 erweitert werden. Die Nuzfläche wird von 40 km2 auf 60 km2 vergrößert, die Gesamtnennleistung soll sich dann auf 540 MW belaufen. Die Gesamtinvestitionen steigen somit auf ca. 1,5 Mrd. EUR an. Nach der derzeitigen Planung sollen Anlagen mit einer Nennleistung von 3,5 MW und einem Rotordurchmesser von 100 m installiert werden.

Offshore-Windpark Nach dem dänischen "Aktionsplan 21" sollen noch vor dem Jahr 2027, Offshore-Windkraftanlagen mit einer Gesamtleistung von 4000 MW in Betrieb gehen. Dänemark will dann mit seinen gesamten Windkraftanlagen 50 % seines gesamten Elektrizitätsverbrauchs durch Windenergie abdecken.

Da Offshore-Winde normalerweise um 50 % mehr Energie enthalten als die Winde von vergleichbaren, nahen Standorten im Flachland, ist die Nutzung von Offshore-Energie recht attraktiv.

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9. Zahlen und Daten zur Windenergie

Im Jahr 2001 arbeiteten weltweit über 55000 Anlagen mit einer installierten Leistung von etwa 14000 MW. Europa hatte dabei einen Anteil von etwa 10000 MW. Die Windenergienutzung in Deutschland ist in den letzten Jahren sehr stark angestiegen, sie kommt auf etwa 5500 MW installierter Leistung und macht dabei über ein Drittel der totalen Kapazität aus. Deutschland ist zur Zeit der wichtigste Windenergiemarkt der Welt. Die Anzahl der Windkraftanlagen in Deutschland ist im Jahr 2000 auf etwa 9000 angestiegen.


9.1 Gesamtzahl der Windkraftanlagen in Deutschland

Gesamtzahl der Windkraftanlagen


9.2 Gesamtleistung in MW

Gesamtleistung in MW


9.3 Durchschnittswert der installierten Leistung pro Windkraftanlage in kW

Durchschnittswert der installierten Leistung pro Windkraftanlage in kW


9.4 Anteile der Windkraftanlagen Anbieter in Deutschland mit den installierten Einheiten zwischen 1982 und 1999

Anteile der Windkraftanlagen Anbieter in Deutschland mit den installierten Einheiten seit 1982 NEG Micon, Enercon, Vestas, Enron, Nordex, AN Windenergie, Jacobs, DeWind, Andere



9.5 Anteile der Windkraftanlagen Anbieter in Deutschland mit der installierten Leistung zwischen 1982 und 1999

Anteile der Windkraftanlagen Anbieter in Deutschland mit der installierten Leistung seit 1982 NEG Micon, Enercon, Vestas, Enron, Nordex, AN Windenergie, Jacobs, DeWind, Andere



9.6 Anteile der Windkraftanlagen Anbieter in Deutschland mit der installierten Leistung 1999

Anteile der Windkraftanlagen Anbieter in Deutschland mit der installierten Leistung 1999 NEG Micon, Enercon, Vestas, Tacke, Nordex, AN Windenergie, DeWind, Andere


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9.7 Windkraftanlagen in Deutschland

Installierte LeistungWKA%MW%GWh%
5 - 80 kW7468,943,10,9560,6
80,1 - 200 kW6207,494,21,91671,8
200,1 - 400 kW85910,3227,84,64274,6
400,1 - 750 kW460755,12580,152,0481751,5
Mehr als 750 kW152418,22013,240,6388741,5

Diese Tabelle (Stand: 30.6.2000) zeigt die Anzahl der Windkraftanlagen (WKA) in Deutschland, unterteilt in ihre Leistungsklasse, mit der gesamten installierten Leistung und dazu in der letzen Spalte den jährlichen Energieertrag, der in das Versorgungsnetz eingespeist wurde. Man erkennt, dass die großen Anlagen sehr effizient arbeiten.


9.8 Deutschlandweite Nutzung von Windkraft

BundeslandEnergie­verbrauch in GWh
(von 1998)
Mög­licher jähr­licher Energie­ertrag von Wind­kraft­an­lagen in GWhAn­teile des ge­sam­ten Energie­ver­brauchs, be­reit­ge­stellt von WKA in %
Schleswig-Holstein13131248518,9
Mecklenburg-Vorpommern617571811,6
Niedersachsen4619227155,9
Sachsen-Anhalt128687055,5
Brandenburg137306875,0
Thüringen99022382,4
Sachsen184733742,0
Rheinland-Pfalz256472441,0
Hessen329572400,7
Nordrhein-Westfalen1335537660,6
Bremen5167160,3
Hamburg12701290,2
Saarland7336110,2
Bayern66063670,1
Baden-Württemberg59312460,1
Berlin152400,0
Deutschland gesamt47705293542,0

An dieser Tabelle sieht man, dass in einigen Bundesländern wie Schleswig-Holstein oder Mecklenburg-Vorpommern schon ein großer Teil des Energiebedarfs von der Windenergie abgedeckt wird. In ganz Deutschland gesehen ist der Anteil der Windenergie mit 2% (1998, im Jahr 2001 etwa 2,4%) dennoch gering.

An diesen Werten erkennt man auch, dass die Windenergie gegenüber den konventionellen Energien etwas abgeschlagen wirkt, obwohl Deutschland zu den Ländern gehört, die relativ viel auf Windenergie setzen. Die globalen Verhältnisse zeigen: Allein alle Kernkraftwerke weltweit haben eine Leistung von etwa 360 GW, die Windenergie derzeit etwa 14 GW - aber mit einer steigenden Tendenz. Bis 2010 soll in Europa der Anteil regenerativer Energieträger an der Stromversorgung auf bis zu 22 % verdoppelt werden.


9.9 Installierte Leistung und Anzahl von WKA in Deutschland

BundeslandInstal­lierte Leis­tung zwi­schen 01.​01.​2011 und 31.​12.​2011 in MWInstal­lierte Leis­tung ins­gesamt bis zum 31.​12.​2011 in MWAnzahl von instal­lierten WKA zwi­schen 01.​01.​2011 und 31.​12.​2011Ge­samt­an­zahl an WKA zum 31.​12.​2011
Niedersachsen431,057039,421825501
Brandenburg181,104600,51923053
Sachsen-Anhalt148,903642,31682352
Schleswig-Holstein299,783271,191212705
Nordrhein-Westfalen159,903070,86842881
Rheinland-Pfalz258,001662,631121177
Mecklenburg-Vorpommern97,701627,30381385
Sachsen33,05975,8218838
Thüringen48,65801,3324601
Hessen99,30687,1147665
Bayern164,52683,6075486
Baden-Württemberg17,00486,389378
Bremen19,50140,86973
Saarland15,60127,00989
Hamburg3,3753,40160
Berlin0,002,0001
Nordsee3,00155,00631
Ostsee0,0048,30021
Deutschland gesamt2007,4229075,0289522297

Die Tabelle zeigt die installierte Leistung sowie die Anzahl der Windkraftanlagen im Jahr 2011 und insgesamt zum 31.12.2011. Quelle: DEWI.

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10. Windkraftanlagen und Wirtschaftlichkeit

Viele Bauern, vor allem in Norddeutschland, nutzen die Windenergie für ihren Nebenverdienst und Eigenbedarf oder sogar als ihre Haupteinkommensquelle, seit das traditionelle Agrarkulturgeschäft weniger profitabel ist. Sie leihen Windentwicklern ihr Land oder entwickeln und arbeiten in Gemeinschaften selbst an Windenergieprojekten mit.

Das Aufstellen einer Windkraftanlage verursacht hohe Kosten. Man kann davon ausgehen, dass durchschnittlich 1 Kilowatt installierter Leistung 600 $ - 1000 $ kostet. Der Preis inklusive Montage und Abnahme für Anlagen im Bereich von 0,1 MW bis 2 MW liegt also zwischen 75000 EUR und 2 Mio. EUR. Für den Aufbau einer Anlage gibt es heute auch keine Bezuschußung mehr. Diese staatliche Förderung wurde vor einigen Jahren gestrichen. Hinzu kommen Betriebs- und Wartungskosten. Moderne Windkraftanlagen sind für eine Lebensdauer von 120000 Betriebsstunden in 20 Jahren ausgelegt. Die tatsächliche Lebensdauer einer Windkraftanlage hängt sowohl von der Qualität der Anlage als auch von den lokalen klimatischen Verhältnissen ab, z. B. von der Stärke der Turbulenzen an einem Standort. Anlagen im Offshore-Bereich können z. B. wegen der geringeren Turbulenzen im Meer eine längere Lebensdauer haben, was zu einer Kostensenkung führt. Die Erfahrung zeigt, dass die Betriebskosten normalerweise sehr niedrig sind, wenn die Anlagen neu sind. Sie steigen etwas, sobald die Anlagen älter werden. Bei älteren dänischen Windkraftanlagen (25 kW-150 kW) betragen die jährlichen Wartungskosten im Durchschnitt 3 % der ursprünglichen Investitionssumme. Bei neueren Anlagen liegen die Wartungskosten bei 1,5 % bis 2 % der ursprünglichen Investitionssumme. Es bleiben aber noch die Einnahmen durch das Stromeinspeisungsgesetz, wodurch diese Projekte noch wirtschaftlich bleiben. In Deutschland bekam der Anlagenbetreiber 2001 noch 16,52 Pf/kWh. Auf mehrere Jahre betrachtet lohnt sich also der Betrieb einer Windkraftanlage.

Die deutsche Windindustrie hat bis zum Jahr 2001 schon mehr als 25000 neue Arbeitsplätze geschaffen, z. B. in der Herstellung, der Zulieferung, Konstruktion und Forschung und natürlich bei den Kabelverlegungsarbeiten.

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11. Probleme von Windkraftanlagen

11.1 Blitzschäden

Mit der steigenden Höhe von Windkraftanlagen gibt es auch öfters Blitzeinschläge, vor allem bei älteren Anlagen mit einer Gesamthöhe von bis zu 60 m, deren Rotorblätter noch nicht mit einem Blitzschutzsystem ausgestattet sind. Blitzschäden verursachen erhebliche Reparaturkosten verbunden mit Ausfallzeiten und Ausfallkosten. Über die Jahre betrachtet gibt es aber einen Abwärtstrend der Blitzschäden.


11.2 Materialbelastung

Die Materialien und der gesamte Aufbau einer Windkraftanlage müssen Extremlasten standhalten. Sie sind schwankenden Winden und damit schwankenden Kräften ausgesetzt. Das gilt besonders dann, wenn sie in Gegenden mit sehr turbulentem Wind stehen. Teile, die einer ständig wiederholten Biegebelastung ausgesetzt sind, wie z. B. Rotorblätter, können nach und nach Risse ausbilden, bis sie der Belastung nicht mehr standhalten und brechen. Ein historisches Beispiel dafür ist die gewaltige GROWIAN-Anlage, die nach dreiwöchigem Betrieb stillgelegt werden mußte. Die Materialermüdung ist wie bei Metallen in der Industrie, auch bei Windkraftanlagen ein Problem. Es gibt aber Strukturdynamikmodelle, mit denen man das Verhalten einer Windkraftanlge analysieren kann um so den Anlagenbauern eine sichere Maschinenkonstruktion zu ermöglichen.


11.3 Natur- und Umweltbelastung

Viel wird von der Natur- und Umweltbelastung, verursacht durch die Anlagen, gesprochen. Doch hier muss man widersprechen, da z. B. Vögel die Anlage als Hindernis erkennen können und sie umfliegen. In Natur- und Vogelschutzgebieten findet darüber hinaus kein Ausbau der Windenergie statt. Die geringen benötigten Standflächen der Anlagen beeinträchtigen den Naturschutz ebenfalls kaum.


11.4 Lärmbelästigung

Ein weiterer Punkt ist die Lärmbelästigung bzw. die Schallentwicklung der Anlagen. Messungen haben aber ergeben, dass ab einer Windgeschwindigkeit von etwa 8 m/s die Windgeräusche stärker sind, als die der Anlage selbst. Die Grenzgeräusche für reine Wohngebiete liegen nachts bei 35 dB(A) (Dezibel(A), A steht für leisen Schall, B und C für lauten; diese Skala wird aber nur selten verwendet), in allgemeinen Wohngebieten bei 40 dB(A) und in Mischgebieten bei 45 dB(A), doch da man in der Nähe von Wohngebieten, wegen den Gebäudeumströmungen, sowieso keine Windkraftanlagen aufstellt und einen Sicherheitsabstand von 100 m einhält, stellen die Anlagengeräusche eigentlich auch keine Probleme dar.


11.5 "Optische Umweltverschmutzung"

Neben der oben genannten Natur- und Umweltbelastung wird von Windenergiegegnern oft eine "optische Umweltverschmutzung" angeprangert. Doch schon um die Jahrtausendwende standen in Norddeutschland über 20000 Windmühlen und dort gehörten sie zum Ortsbild einfach dazu. Vielleicht hat man sich schon bald auch an die neueren Windkraftanlagen gewöhnt, wo sie doch umweltfreundlich Elektrizität bereitstellen. Der Trend zu den großen Anlagen, die mehrere kleine von der Leistung ersetzen können, hat einen weiteren Vorteil: Da große Anlagen meißtens mit einer geringeren Drehzahl arbeiten, ziehen diese weniger Aufmerksamkeit auf sich, als mehrere kleinere Anlagen mit schnell drehenden Rotorblättern. Windkraftanlagen werden oft nach geometrischen Strukturen in die Landschaft gesetzt, um dem Auge des Betrachters entgegenzukommen. Ob Windkraftanlagen nun in die Landschaft passen oder nicht ist Geschmackssache.

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12. Zukünftiges zur Windenergienutzung

12.1 Vortec Diffusers

Die Menschen haben schon große Bemühungen gemacht um den Wind zu konzentrieren, damit die natürliche Windgeschwindigkeit zu erhöhen und das Energieverhältnis zu vergrößern. Windtunnel-Untersuchungen haben ein hoffnungsvolles Ergebnis gebracht, dass von der neuseeländischen Vortec Energy World Power Company nun in die Realität umgesetzt werden soll. Sie haben Vortec-Anlagen (Vortex - Wirbel, Strudel) entwickelt um diesen Effekt zu erzielen.

Vortec Diffuser - Turbinenrotor - Turbinenmittelpunkt - Turbinenstützen - Diffuserstützen - Rotationsring - Grundlagenbefestigung

Der Diffuser erzeugt einen atmosphärischen Unterdruck, der mehr Luft gegen die Rotorblätter bläst, wodurch mehr Energie erzeugt werden soll als von einer herkömmlichen Anlage bei gleich großem Rotordurchmesser. Mit dem Rotationsring wird die Anlage immer in Windrichtung gedreht. Ein auf dem Festland installierter Vortec soll eine installierte Leistung von bis zu 3,5 MW haben. Der Vortec ist so konstruiert, dass er sogar extrem starken Wind, bis zu 70 m/s, standhält. Durch den Diffuser soll sogar die kritisierte Lärmentwicklung von Rotoren eingedämmt werden.

Der "Vortec 7" hat einen Rotordurchmesser von 54 m und soll eine Leistung von bis zu 3,5 MW erreichen. Die Rotordrehzahl beträgt 27 U/min, die drei Rotorblätter werden durch die Pitch-Regelung verstellt. Die Vortec Energy World Power Company plant nun Vortec-Anlagen auf dem Meer zu installieren. Der auf dem Bild gezeigte Offshore-Vortec, hat einen Rotordurchmesser von 66 m und soll eine Leistung von 5 MW erbringen.

Offshore-Vortecs

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12.2 Schwebende Windkraftanlage

Schwebekraftwerk Eine Erfindung des deutschen Ingenieurs Herbert Beuermann könnte der Durchbruch der Windenergienutzung sein. Er hat eine schwebende Anlage entwickelt, die an einem scheibenförmigen Zeppelin befestigt und in etwa 400 m Höhe stationiert ist.

Das Schwebekraftwerk wird an vier Seilen verankert und kann bei heftigem Sturm zur Erde gekurbelt werden. Der scheibenförmige Zeppelin ist mit Gas gefüllt. Bei einem möglichen Absturz, zum Beispiel durch Druckverlust, können Fallschirme entgegen wirken. Der Antrieb dieses Höhenkraftwerks besteht aus vier bis sechs Halbkugeln von je 16 m Durchmesser. Eine Anlage soll eine Nennleistung von 2 MW haben. Das Höhenkraftwerk hat gegenüber den auf dem Boden stationierten Anlagen viele Vorteile, es kann überall betrieben werden, ist damit nicht von der Landschaftsumgebung abhängig. Die Anlage kann rund um die Uhr Energie liefern, da der Wind in dieser Höhe konstant mit 20 m/s bläst.

Schwebekraftwerk Beuermann hat ausgerechnet, dass ein Höhenkraftwerk 24 mal soviel Energie liefern kann wie ein gleichdimensioniertes auf der Erde. Dieses Modell wird bereits getestet.


Durch die ständige Weiterentwicklung und Optimierung werden Windkraftanlagen mit horizontaler Achse immer wirtschaftlicher und damit eine stärkere Konkurrenz zu den konventionellen Energien. Die Bemühungen bei großangelegten Windenergieprojekten unterstreichen den positiven Trend in Richtung Windenergie. Ob diese "Zukunftsanlagen" eine Alternative zu den erprobten Windkraftanlagen werden können ist fraglich, ihr wirkliches Können müssen sie zuerst in Praxistests unter Beweis stellen.

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13. Bildnachweise und Quellen

Bundesministerium für Wirtschaft und Technologie 1995-2000; Bundesverband Windenergie e. V. (BWE); Irish Wind Energy Association Annual Conference, April 2000 (IWEC); "Die Erneuerbaren" - Strom und Wärme aus regenerativen Energien, Neuauflage 1999; www.vortecenergy.co.nz; www.WINDPOWER.dk; www.wind.fgw.de; www.wind-energie.de; P.M. Magazin; rororo Technik Lexikon; www.ifb.uni-stuttgart.de; Microsoft Encarta 98; Bertelsmann Universal Lexikon; "Strom aus regenerativen Energien", Umwelt Aktuell; Deutsches Windenergie Institut (DEWI); Internationales Wirtschaftsforum Regenerative Energien (IWR), 2000; PreussenElektra.

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R. Trappe, Y.-H. Tsang; Technisches Gymnasium; April 2001 - letzte Änderung: Oktober 2012; DC; (14p).


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