WindkraftwerkEine Windenergieanlage (WEA) wandelt Windenergie in elektrische Energie um und speist diese zumeist in das öffentliche Stromnetz ein. Dies geschieht, indem die kinetische Energie des Windes den Rotor in eine Drehbewegung versetzt, welche an einen Generator weitergegeben und dort in elektrischen Strom umgewandelt wird. Im allgemeinen Sprachgebrauch und zum Teil auch in der Fachliteratur hat sich ebenfalls der Begriff Windkraftanlage (WKA) etabliert, manchmal wird auch Windkraftwerk verwendet. Dieser Artikel befasst sich mit den leistungsstarken Windenergieanlagen, die häufig in Windparks zur Stromerzeugung errichtet werden. Weitere Anwendungen werden unter Windrad und Klein-Windkraftanlage erläutert. Die Stromerzeugung durch Nutzung des Aufwindes mittels hoher Türme erfolgt in Thermikkraftwerken. Geschichte der WindenergieanlagenHauptartikel: Geschichte der WindenergienutzungDie heutigen Windenergieanlagen entwickelten sich aus der Windmühlentechnik und dem Wissen über die Aerodynamik heraus. Die ersten Anlagen zur Stromgewinnung sind Ende des 19. Jahrhunderts entstanden. 1920 zeigte Albert Betz, dass physikalisch bedingt nur maximal 59,3 % der Energie des Windes nutzbar sind. Seine Theorie zur Formgebung der Rotorblätter ist auch heute noch Grundlage für die Auslegung der Anlagen. Anfang der 1980er Jahre setzte sich das „Dänische Konzept” bei Windenergieanlagen durch. Im Gegensatz zu anderen Versuchsanlagen, wie beispielsweise GROWIAN setzte man hier auf eine einfache Konstruktion mit der heute allgemein üblichen horizontalen Rotationsachse und drei Rotorblättern, um so robuste Anlagen zu erhalten, deren Größe erst nach und nach immer weiter anstieg. In Dänemark wurden damals die Grundlagen für die moderne Windenergienutzung gelegt. Mit dem Stromeinspeisungsgesetz von 1991 begann der Aufschwung der Windenergie auch in Deutschland. In den letzten Jahren des 20. Jahrhunderts sorgten die politischen Rahmenbedingungen für einen Boom der Windenergieanlagenhersteller und förderten die industrielle Fertigung. Die Entwicklung führte zu immer größeren Anlagen mit verstellbaren Rotorblättern und variabler Drehzahl, aber auch zu politischen Auseinandersetzungen zwischen Investoren, Gegnern und Befürwortern der Windenergienutzung. Mit dem Nachfolgegesetz, dem Erneuerbare-Energien-Gesetz, setzte sich diese Entwicklung fort. Nach den Daten für das Jahr 2004 ist in Deutschland die weltweit größte Nennleistung installiert und erzeugt mehr elektrischen Strom aus Windenergie als aus Wasserkraft. Auch bei der Produktion der Anlagen und der Anlagenteile gehört Deutschland zu den Technologie- und Weltmarktführern. Die Marktführerschaft bei neu installierten Windenergieanlagen ging 2004 erstmals an Spanien. Grundlagen und EnergiewandlungEnergie des WindesHauptartikel: WindenergieDie kinetische Energie des Windes steigt mit der dritten Potenz seiner Geschwindigkeit. Dies liegt daran, dass die kinetische Energie linear mit der Luftdichte (Masse pro Volumeneinheit) und mit der zweiten Potenz der Geschwindigkeit ansteigt. Bei steigender Luftgeschwindigkeit strömt noch zusätzlich pro Zeiteinheit mehr Masse durch die vom Rotor überstrichene Fläche. Dieser Massenstrom der Luft steigt linear mit ihrer Geschwindigkeit, was im Endeffekt zu einer Proportionalität der Windenergie zur dritten Potenz der Windgeschwindigkeit führt. Die im Wind enthaltene Energie bei einer Windgeschwindigkeit und Luftdichte , die senkrecht durch die kreisförmige Rotorfläche mit Radius einer Windenergieanlage mit horizontaler Achse in der Zeit strömt, ist durch folgenden Formel gegeben:
Aufgrund des starken Anstiegs der Windenergie bei zunehmender Windgeschwindigkeit sind windreiche Standorte besonders interessant. Bei einer Luftdichte von 1,22 kg/m3, einer Windgeschwindigkeit von 8 m/s und einem Rotordurchmesser von 100 m beträgt die kinetische Energie der innerhalb einer Sekunde durch die Fläche des Rotorkreises strömenden Luft 2,45 Megajoule. (1MJ/s = 1 Megawatt). WirkungsgradeHauptartikel: Betzsches GesetzDie Effizienz mit der die Energie des Windes auf den Rotor übertragen wird, ist für eine WEA eine wichtige Kenngröße. Durch die dem Luftstrom entnommene kinetische Energie sinkt die Windgeschwindigkeit am Rotor. Der Wind kann jedoch nicht bis zum Stillstand abgebremst werden, da sonst keine weitere Luft mehr nachströmen könnte. So können theoretisch nur bis zu maximal 59,3 % der im Wind enthaltenen Energie entnommen werden. Dieser Wert wird nach dem Physiker, der ihn ermittelte, Betzscher Leistungsbeiwert () genannt. Bei einer im Wind enthaltenen Leistung (Leistung = Energie/Zeit) von P = 2,45 MW errechnet sich eine theoretisch nutzbare (maximale) Leistung Pn am Rotor von: . Wie bei allen Maschinen kann auch bei Windenergieanlagen das theoretische Maximum nicht erreicht werden. Moderne Windenergieanlagen kommen auf einen Leistungsbeiwert von = 0,4 bis 0,5. Der aerodynamische Wirkungsgrad einer Anlage kann über das Verhältnis des Leistungsbeiwertes der Maschine zum Betzschen Leistungsbeiwert ausgedrückt werden und liegt demnach bei etwa 70 % bis 85 % je nach Windverhältnissen und Auslegung. Zur Berechnung der tatsächlich produzierten Energie müssen zusätzlich noch die Wirkungsgrade aller mechanischen und elektrischen Maschinenteile im Gesamtwirkungsgrad berücksichtigt werden. RotorgeschwindigkeitEine weitere wichtige Kennzahl ist die sog. Schnelllaufzahl (lambda). Sie gibt das Verhältnis der Umfangsgeschwindigkeit des Rotors (Blattspitzengeschwindigkeit) zur Windgeschwindigkeit an. Dreiblattrotoren, wie sie heute bei großen Anlagen Standard sind, erreichen bei einer Schnelllaufzahl von 7 bis 8 den größten Wirkungsgrad. Durch den Betriebspunkt mit dem höchsten Leistungsbeiwert und der Auslegungsschnelllaufzahl ergibt sich auch die Auslegungswindgeschwindigkeit.AuftriebsläuferModerne Windenergieanlagen zur Stromerzeugung sind aerodynamisch angetriebene Anlagen. Bei ihnen sind die Rotorblätter als aerodynamisches Profil ausgeprägt, das ähnlich wie bei Flugzeugen durch einen Druckunterschied, der aus einem Geschwindigkeitsunterschied zwischen Saug- und Druckseite des Flügels herrührt, einen Auftrieb erzeugt. Dieser Auftrieb wird in ein Drehmoment und in Drehzahl zum Antrieb des Generators umgesetzt.Nur mit Auftriebsläufern können hohe Wirkungsgrade, die den Werten der Betzschen Theorie nahe kommen, erreicht werden. Die Regelung der Rotordrehzahl erfolgt entweder über den so genannten Stalleffekt (Strömungsabriss), oder über eine Veränderung des Anstellwinkels des Rotorblattprofils (Pitchen; von Englisch to pitch = neigen). Weitere Informationen dazu weiter unten im Abschnitt Drehzahlregelung. Auch die Rotorblattanzahl ist ein Kriterium. Standard bei modernen Windenergieanlagen sind drei Blätter. In der Aufbruchszeit, etwa seit Mitte der 1970er Jahre bis weit in die 1980er Jahre hinein, wurden auch größere Anlagen mit einem (z. B. Monopteros) oder zwei Rotorblättern gebaut. Diese Anlagen haben eine noch höhere Schnelllaufzahl (bis zu 15). Anlagen mit mehr als drei Rotorblättern wurden nur in sehr kleinen Bauformen entwickelt. Nur der Dreiblattrotor konnte sich durchsetzen. Er ist schwingungstechnisch einfacher beherrschbar als Ein- oder Zweiblattrotoren und läuft auch "optisch rund". Jedes weitere zusätzliche Blatt bedeutet Mehraufwand, der nicht durch zusätzlichen Ertrag der Anlage wieder eingebracht werden kann. Eine sehr hohe Blattanzahl führt daneben zu aerodynamischen Zuständen, die sich nur schwer wissenschaftlich beschreiben lassen, da sich die Luftströmungen an den Blättern dann gegenseitig beeinflussen. WiderstandsläuferParallel zu den Auftriebsläufern gibt es schon wesentlich länger die so genannten Widerstandsläufer. Bei diesen wird die Widerstandskraft zum Antrieb genutzt, der ein umströmter Körper ausgesetzt ist. Die Kraft wirkt in Richtung der Anströmung und nicht senkrecht zur Anströmung wie die bei Auftriebsläufern genutzte Auftriebskraft. Ein Beispiel für einen Widerstandsläufer ist das zur Windmessung verwendete Schalenkreuzanemometer.Widerstandsläufer haben einen schlechten Wirkungsgrad. Sie können theoretisch nur Leistungsbeiwerte bis , also etwa ein Drittel des Betzschen Leistungsbeiwertes erreichen. Die realen Beiwerte liegen hier noch niedriger. Leistung und ErtragBei Nennwindgeschwindigkeit gibt eine WEA ihre Nennleistung ab. Sie wird manchmal auch als installierte Leistung bezeichnet. Diese ist immer größer als die Auslegungswindgeschwindigkeit und liegt meist zwischen 12 m/s und 16 m/s (Windstärke 6–7 Bft). Oberhalb der Nennwindgeschwindigkeit wird die Leistung der Anlage konstant gehalten, da sonst die Belastungen auf alle Anlagenkomponenten weiter steigen und zu Überlastungen führen würden. Bei sehr großen Windgeschwindigkeiten (Sturm) wird die Anlage abgeschaltet, um Schäden zu vermeiden.Da der Wind keine konstante Größe ist, kann aus der Nennleistung nicht ohne weiteres auf den zu erwartenden Jahresertrag, also die von der WEA in das Stromnetz eingespeiste Strommenge, geschlossen werden. Hierzu müssen die lokalen Gegebenheiten des Windes, also Windstärke und Häufigkeitsverteilung, und Eigenschaften der WEA bekannt sein. Mit Hilfe eines Windgutachtens können die lokalen Windeigenschaften, einschließlich der zu erwartenden Unsicherheiten, routinemäßig ermittelt werden. Zur Abschätzung des Jahresertrages wird für den Standort der WEA die so genannte mittlere Windgeschwindigkeit angegeben. Sie ist ein Durchschnittswert der über das Jahr auftretenden Windgeschwindigkeiten. Die untere Grenze für einen wirtschaftlichen Betrieb einer Anlage liegt, abhängig von der Einspeisevergütung, bei einer mittleren Windgeschwindigkeit von etwa 5-6 m/s. Dabei sind jedoch auch noch weitere Faktoren zu berücksichtigen. Windkonzentratoren, Einrichtungen, die den Wind von einer größeren Fläche auf die Rotorfläche bündeln, haben in den modernen WEA keinen Eingang gefunden. Dem Wind nachführbare Systeme sind technisch sehr aufwändig. Mitrotierende Systeme konnten ebenfalls nicht mit wirtschaftlich vertretbarem Aufwand (Anlagenkosten/Mehrertrag) realisiert werden. Windkonzentration kann jedoch durch günstige Wahl des Standortes genutzt werden. So erreicht der Wind beispielsweise an Berghängen (Aufwind) oder in bestimmten Talformen höhere Geschwindigkeiten als in der Umgebung. BauformenZur Stromerzeugung haben sich heute Windenergieanlagen mit horizontaler Rotationsachse durchgesetzt. Die häufig der Vollständigkeit halber aufgeführte Bauform des Flettner-Rotors hat für die stationäre Windenergienutzung keine Bedeutung.Horizontale RotationsachseWindenergieanlagen mit horizontaler Rotorachse müssen der Windrichtung nachgeführt werden. Die Gondel ist mit einem so genannten Azimutlager horizontal drehbar auf dem Turm angebracht. Die Windrichtung wird bei großen Anlagen über die Windrichtungsgeber ermittelt. Die Ausrichtung des Rotors in den Wind erfolgt dann mittels Stellmotoren.Man unterscheidet, ob sich der Rotor auf der dem Wind zugewandten Seite (Luvläufer) oder auf der dem Wind abgewandten Seite (Leeläufer) des Turmes befindet. Ein Vorteil von Leeläufern ist, dass (bei kleinen Anlagen) auf einen Windnachführungsmechanismus verzichtet werden kann. Der Wind dreht den Rotor automatisch in die richtige Richtung und sorgt für eine sogenannte passive Windnachführung. Leeläufer haben den weiteren Vorteil, dass die Gefahr einer Rotorblattberührung mit dem Turm deutlich geringer ist, jedoch konnten sie sich bei großen Anlagen nicht durchsetzten, da es zu Unstetigkeiten in der Rotordrehzahl und zu mechanischen Schwingungserscheinungen und elektrischen Schwankungen kommt (Oberwellen), wenn ein Rotorblatt den Windschatten des Turmes durchquert und damit kurz das Antriebsdrehmoment schwankt. Vertikale RotationsachseWindenergieanlagen mit vertikaler Rotationsachse unterscheidet man inDiese Typen fanden trotz einiger konstruktiver Vorteile, mit Ausnahme von Windgeschwindigkeitsmessgeräten, so genannten Schalenkreuzanemometern (Savonius-Rotor), nur wenig Verbreitung. Die Ursache dafür liegt neben dem geringeren Wirkungsgrad auch im Betriebsverhalten (z.B. kein Selbstanlauf beim Darrieus-Rotor). Technik von WindenergieanlagenDa im wesentlichen nur Windenergieanlagen mit horizontaler Rotationsachse gebaut werden, beschränkt sich dieser Abschnitt auf Anlagen dieser Bauform.Bestandteile einer WindenergieanlageEine Windenergieanlage besteht im wesentlichen aus einem Rotor mit Nabe und Rotorblättern, einer Maschinengondel, die den Generator und häufig ein Getriebe (außer Enercon) beherbergt. Sie 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 des Turmes oder außerhalb.RotorblätterDie Rotorblätter sind elementarer und prägender Bestandteil einer WEA. Mit ihnen wird die Windenergie aus der Luft entnommen und dem Generator zugeführt. Sie sind für einen Teil der Betriebsgeräusche verantwortlich. Deshalb werden sie nicht nur laufend auf einen höheren Wirkungsgrad, sondern auch auf Geräuschminderung hin optimiert. Die Rotordurchmesser bei den heute üblichen Anlagengrößen liegen etwa zwischen 40 und 90 m.Moderne Rotorblätter bestehen aus glasfaserverstärktem Kunststoff und werden in Halbschalen-Sandwichbauweise mit Versteifungsholmen oder -stegen im Inneren hergestellt. Auch Kohlenstofffasern haben bereits bei einigen Herstellern Eingang in die Fertigung gefunden. Die Rotorblätter sind mit einem Blitzschutzsystem ausgerüstet, das die Entladung an die Erdung des Maschinenhauses abgibt. Ein mögliches Phänomen an den Blättern ist Eisbildung. Sie führt zu einer Wirkungsgradminderung, da sie die Form und damit das aerodynamische Profil der Blätter verändert. Auch Unwucht des Rotors ist eine Folge. Abfallende Eisbrocken stellen eine erhebliche Gefährdung der näheren Umgebung einer WEA dar. Eisbildung tritt jedoch nur selten und nur bei bestimmten Wetterlagen auf. Die Anlagen schalten sich bei Eisansatz automatisch ab, der in der Regel durch eine Unwucht am Rotor erkannt wird. Die Rotorblätter einiger Firmen können mit einer Rotorblattheizung ausgerüstet werden. Diese soll Eisansatz an Blättern verhindern, beziehungsweise abtauen. Die Heizung hat eine Leistung im ein- bis zweistelligen Kilowattbereich/Rotorblatt, was dennoch gering ist gegenüber der eingespeisten Leistung (mehrere hundert bis zu tausende Kilowatt). MaschinenstrangFür die elektromechanische Energieumwandlung werden Drehstromgeneratoren, asynchroner und synchroner Bauart, eingesetzt. Die Drehzahl des Generators kann konstant, zweistufig (niedrige und hohe Windgeschwindigkeit) oder stufenlos verstellbar sein. In der Industrie haben sich verschiedene Varianten von Asynchrongeneratoren und für stufenlos verstellbare Generatoren auch Synchrongeneratoren, durchgesetzt.Die einfachste Art einen Asynchrongenerator zu betreiben, ist ihn auf nur eine Geschwindigkeit hin auszulegen. Bei einer Polpaarzahl von z.B. 2 (gleich vier Pole) ergibt sich mit der Netzfrequenz von 50 Hertz eine Drehfelddrehzahl von 1500 U/min. Wenn die Läuferdrehzahl (Drehzahl des vom Getriebe übersetzten Rotors) über der Drehfelddrehzahl liegt, dann ist die Asynchronmaschine im Generatormodus und wenn sie darunter liegt, dann arbeitet sie als Motor. Im Volllastbetrieb kann man im Generatormodus mit einer Läuferdrehzahl von z. B. 1515 U/min rechnen (Drehfelddrehzahl in U/min = 60 · Frequenz in Hz / Polpaarzahl). Bei einer Asynchronmaschine mit zwei festen Drehzahlen, gibt es die Möglichkeit die WEA wahlweise mit zwei oder drei Polpaaren zu betreiben (Synchrongeneratoren haben eine wesentlich höhere Polpaarzahl von z. B. 36 und können deshalb auf ein vorgeschaltetes Getriebe verzichten). Damit liegen die Drehfelddrehzahlen bei 1500 U/min und 1000 U/min. Der Vorteil besteht darin, dass so der Generator sowohl bei niedrigen als auch bei hohen Windgeschwindigkeiten mit hohem Wirkungsgrad arbeiten kann. Die einfachsten Varianten eines Asynchrongenerators kommen heute in der Regel nicht mehr zum Einsatz, sondern solche, die über einen weiten Drehzahlbereich einen hohen Wirkungsgrad zeigen, wie beispielsweise doppelt gespeiste Asynchronmaschinen mit Schleifringläufer und läuferseitigem Frequenzumrichter. Dieses variable Verhalten weist ebenfalls der Synchrongenerator auf. Er hat als weiteren Vorteil, dass er mit Drehzahlen in der Größenordnung der Drehzahl des Rotors betrieben werden kann. Damit kann das Getriebe entfallen, was mit einem sehr großen Generatordurchmesser, der nennleistungsabhängig zwischen ca. 3 und 10 m (Enercon E-112) schwankt, sowie höherem Gewicht erkauft wird. Die mit der Drehzahl schwankende Frequenz der erzeugten Spannung wird gleichgerichtet und dann über einen Wechselrichter mit der gewünschten Spannung und Frequenz ins Netz gespeist. Durch die Entkoppelung von Generator und Einspeisung erreichen die Anlagen eine sehr gute Netzverträglichkeit. Der Generator und ein eventuelles Getriebe werden auf Lebensdauer, Gewicht, Größe, Wartungsaufwand und Kosten optimiert. Ein weiterer Parameter ist die Polpaarzahl des Generators, womit das Übersetzungsverhältnis eines eventuellen Getriebes festgelegt ist. Die Art der Bremse hängt 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 leistungsfähig 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 Rotorblätter aus dem Wind drehen und aerodynamisch abbremsen. Eine mechanische Bremsanlage fällt dann kleiner aus, oder kann sogar ganz entfallen. Alle Anlagen müssen mit zwei voneinander unabhängigen Bremssystemen ausgerüstet sein. Dazu zählen auch unabhängig voneinander verstellbare Rotorblätter. Zertifizierungsgesellschaften, wie z. B. der Germanische Lloyd, setzen Vorgaben fest für die Teile des Antriebsstranges in Bezug auf Geräusche, Schwingungsverhalten und Lastprofile. Dies ist von großer Bedeutung, da diese Teile außergewöhnlichen Beanspruchungen unterliegen. Elektrik/Elektronik/EinspeisungDie elektrische Ausrüstung lässt sich in das System zur Wandlung der gewonnenen Energie (Generator), in das System zur Netzeinspeisung und das Steuer- und Überwachungssystem für den Anlagenbetrieb, unterteilen.Bei älteren drehzahlstarren Anlagen ist der Generator, teils mit Zwischentransformator zur Spannungsanpassung, direkt an das öffentliche Stromnetz gekoppelt. Er läuft ebenfalls mit Netzfrequenz. Bei modernen drehzahlvariablen Anlagen mit Synchrongenerator (z. B. von Enercon) schwankt der vom Generator erzeugte Wechselstrom in Frequenz und Betrag ständig. Deshalb wird er mit einem Gleichrichter in Gleichstrom umgewandelt, gefiltert und in einem Wechselrichter wieder in Wechselstrom zurück verwandelt. Bei einem Asynchrongenerator braucht man eine Vorrichtung zur Blindleistungskompensation, die parallel zum Generator geschaltet wird. Bei beiden Generatorvarianten wird die Spannung zuletzt auf das Netzanschlussniveau transformiert und die WEA zusammen mit einer Messeinrichtung zur Bestimmung des eingespeisten Stroms ans Stromnetz angeschlossen. Einspeisungen von Windenergieanlagen in das Bahnstromnetz wurden bisher nicht realisiert. Der oft befürchtete "Stromüberlauf", also eine Spannungsüberhöhung im Stromverbundnetz durch deutlich höhere eingespeiste als abgenommene Leistung, wird von neueren Anlagen durch Herabregeln der Einspeiseleistung verhindert. Diese Anlagen sind in der Lage, Spannung und Frequenz im Verbundnetz zu stützen. Außerdem werden die Netzkapazitäten langsam den neuen Stromanbietern angepasst. Neuere Windparks sind auch in ihrer Gesamtheit regelbar. Ein weiterer wichtiger Teil ist die Sensorik zur Anlagensteuerung und -überwachung. Die Windenergieanlagen besitzen eine permanente Überwachung ihrer mechanischen Komponenten, um Veränderungen zu erkennen und Schadensereignissen durch rechtzeitige Maßnahmen vorbeugen zu können (z. B. mittels Schwingungsdiagnose). Die Versicherer von Windenergieanlagen fordern solche Fernüberwachungs- oder auch Condition-Monitoring-Systeme, wenn die Anlagen günstig versichert werden sollen. Die Anlagen sind an ein Ferndiagnosenetz angeschlossen, das alle Werte und Betriebszustände und eventuelle Störungen an eine Zentrale übermittelt. Von dort aus werden auch alle Wartungsarbeiten koordiniert. Die wichtigsten Kenndaten einer WEA können in speziellen Internet-Portalen den Eigentümern zur Ansicht gestellt werden. Es gibt auch Systeme, die die Eigentümer zusätzlich beim Anfahren, Abschalten oder bei Störungen per SMS informieren. TurmvariantenDer 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 Windkräften sicher widerstehen. Die Berechnung der Türme erfolgt für die vorgesehene Lebensdauer der Anlage. Vorhandene Türme können daher nach Ablauf der Lebensdauer in aller Regel nicht weiter als Träger für moderne Anlagengenerationen genutzt werden.Die Höhe des Turmes ist ein entscheidender Faktor für den Ertrag einer WEA, da in höheren Luftschichten die durch Bodenrauhigkeit (Bebauung und Flora) hervorgerufen Turbulenzen wesentlich verringert sind und somit der Wind konstanter und stärker weht. Während an Küstenstandorten schon relativ kleine Türme ausreichen, werden speziell im Binnenland vor allem hohe Türme aufgestellt. Die Hersteller bieten meist verschiedene Turmhöhen und Varianten für die gleiche Anlage an. Bei kleineren Anlagen (bis ca. 500 kW) wurden zum Teil Türme mit Außenaufstieg, also einer Leiter außen am Turm, verwendet. Dies erlaubte eine schlankere Gestaltung der Türme, da dann das Innere nicht begehbar sein musste. Größere Anlagen werden, mit Ausnahme von Gittermasten, grundsätzlich innerhalb des Turmes bestiegen. Große Türme (über 80 m) haben im Inneren in aller Regel einen Fahrkorb oder Aufzug, der den Aufstieg erleichtert. Daneben gibt es oft auch noch eine Materialwinde.
Beispiele für Turmhöhen in Bezug auf Rotordurchmesser und Nennleistung:
Fundamentvarianten
SonderausstattungenBei einer versicherten WEA ist in der Regel eine Feuerlöschanlage vorhanden, um Brände in der Mechanik und Elektronik bekämpfen zu können. Im Windpark Holtriem bei Westerholt gibt es eine WEA, die mit einer Aussichtsplattform ausgerüstet ist. Über eine Innenwendeltreppe gelangen die Besucher zum 68 m hohen verglasten Aussichtsrondell unter dem Maschinenhaus. Manche Windenergieanlagen dienen auch als Standort für Sendeantennen von Funkdiensten mit kleiner Leistung im UKW-Bereich, wie den Mobilfunk.OffshoreausrüstungWindenergieanlagen auf dem offenen Meer sind, wie alle Offshore-Installationen durch die aggressive, salzhaltige Meeresluft stark korrosionsgefährdet. Daher müssen zusätzliche Maßnahmen zum Schutz ergriffen werden. Dazu zählt unter anderem die Verwendung meerwasserbeständiger Werkstoffe, Verbesserung des Korrosionsschutzes und die vollständige Kapselung bestimmter Baugruppen.Zum Aufbau, beim Austausch von Komponenten und bei der Wartung vor Ort benötigen Offshore-Windenergieanlagen einige Änderungen in der Konstruktion. So muss die komplette Anlage auf im Durchschnitt höhere Windgeschwindigkeiten (andere Windklasse) ausgelegt sein, was z. B. eine entsprechende Konstruktion des Rotors notwendig macht. Wenn der Rotor die höheren Windgeschwindigkeiten ausregelt, kann zwar von der größeren Beständigkeit des Windangebots, aber nicht vom stärkeren Wind profitiert werden. Ein weiteres Standortproblem sind die Schwingungen, zu denen eine WEA durch die See angeregt werden kann. Unter ungünstigen Bedingungen können sie selbstverstärkend wirken, so dass ihr Auftreten ebenfalls in der Konstruktion und Betriebsführung berücksichtigt werden muss. Da deutsche Windenergieanlagen nicht in der Nähe der Küste, 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 z. B. mit einem Hubschrauber ermöglicht werden. Auch der Transport der erzeugten elektrischen Energie, bis zum Einspeisepunkt an der Küste, bedarf gesonderter Vorkehrungen. Man benötigt Hochspannungsleitungen als Seekabel, und sollte man, um viele einzelne Seekabel zu vermeiden, an eine alle Windparks verbindende Verkabelung denken, dann benötigt man ein viele hundert Kilometer langes Hochspannungsgleichstromkabel. Zur Gründung einer WEA auf See muss auf maritime Technologien zurückgegriffen werden. Da mit Schiffskollisionen zu rechnen ist, muss die Konstruktion so gewählt werden, dass die WEA zwar einem Orkan trotzt, aber nur geringe Schäden an einer Schiffshülle anrichtet. Zusätzlich besteht die Gefahr, dass die WEA bei einer Kollision im schlimmsten Falle umstürzt. Typenklassen
WEA können für verschiedene Typenklassen zugelassen werden. Diese Klassen spiegeln die Auslegung der Anlage für windstarke oder windschwache Gebiete wieder. Die Einordnung in Typenklassen äußert sich unter anderem in größeren Rotordurchmessern, bei gleicher Nennleistung, aber schwächerer Typenklasse. Als Bezugswerte werden die durchschnittliche Windgeschwindigkeit in Nabenhöhe und ein Extremwert verwendet, der statistisch nur ein Mal im 10-Minuten-Mittel innerhalb von 50 Jahren auftritt. Regelung und BetriebsführungFür die Regelung der Anlagen existieren verschiedene Konzepte, die sich zum Teil auch auf die Anlagenkonstruktion und deren Bestandteile auswirken.Anlauf- und AbschaltwindgeschwindigkeitDie Windenergieanlagen werden von der Regelelektronik bei ertragsversprechenden Windgeschwindigkeiten (Anlaufwindgeschwindigkeit) angefahren und bei zu großen Windgeschwindigkeiten (Abschaltwindgeschwindigkeit) wieder abgeschaltet. Die Windgeschwindigkeit kann dabei von der Elektronik über das Anemometer ermittelt, oder aus der Drehzahl des Rotors und der abgegebenen Leistung abgeleitet werden.thumb|Montage einer Anlage Ist die Windgeschwindigkeit für einen wirtschaftlichen Betrieb zu gering, wird die Anlage in Leerlauf- bzw. Trudelzustand versetzt. Dabei werden die Blätter bei Anlagen mit Pitchregelung in Segelstellung gedreht, Anlagen mit Stallregelung werden aus dem Wind gedreht. Ein Festsetzen des Rotors würde die Lager mehr belasten als der Trudelbetrieb mit leichter Bewegung. Der Generator, beziehungsweise der Wechselrichter wird vom Stromnetz getrennt. Die Regelelektronik und die Stellantriebe für Rotorblattverstellung und Windrichtungsnachführung beziehen dann ihre Energie aus dem Netz. Die Anlagen besitzen auch eine Notstromversorgung, um bei Netzausfall ein sicheres Abschalten (Blätter in Segelstellung drehen und/oder bremsen) zu gewährleisten. Ab einer Windgeschwindigkeit von 2–4 m/s (Windstärke 2–3 Bft) schaltet die Regelung die WEA ein, da erst dann nennenswerte Energiemengen in das Stromnetz abgegeben werden können. Im normalen Betrieb wird die Anlage entsprechend den konstruktiv festgelegten Drehzahlregelkonzepten (siehe folgende Absätze) betrieben. Bei sehr großen Windgeschwindigkeiten (typische Abschaltgeschwindigkeit 25–35 m/s, Windstärke 10–12 Bft) wird die Anlage abgeschaltet, um Schäden durch mechanische Überbelastung zu vermeiden. Pitchgeregelte Anlagen drehen ihre Blätter in Segelstellung und gehen in den Trudelbetrieb, stallgeregelte Anlagen werden aus dem Wind gedreht und durch die Bremse festgesetzt. Neuere Anlagen besitzen eine Sturmregelung. Diese erlaubt den Betrieb der Anlage bei fast jeder Windgeschwindigkeit, da sie bei Sturm die Rotorblätter so verstellt, dass die Anlage in einem sicheren Betriebszustand verbleibt. Sie sorgt auch für ein "sanfteres" Abschalten der Anlage, um Spannungseinbrüche im Stromnetz zu verhindern. DrehzahlregelungEine WEA ist nur dann optimal zu betreiben, wenn die Rotordrehzahl und die Generatordrehzahl auf die augenblicklich herrschende Windgeschwindigkeit abgestimmt sind. Dabei muss auf Kombination der Regelkonzepte für Rotor (Stall, aktiven Stall oder Pitch) und Generator (drehzahlkonstant, zweistufig oder variabel) Rücksicht genommen werden.RegelkonzepteBei einem Rotor mit Stallregelung tritt über der Nenngeschwindigkeit ein Strömungsabriss am Rotorblatt auf, der die Drehzahl und so die Leistung begrenzt. Diese konstruktive Regelung ist sicher und einfach, bringt jedoch auch einige Nachteile mit sich. Bei Rotorblättern mit aktiver Stallregelung kann der Punkt des Strömungsabrisses zusätzlich über eine Veränderung des Rotorblattanstellwinkels gesteuert werden. Da diese Anlagen in der Regel mit netzsynchronen Generatoren arbeiten, muss die Rotationsgeschwindigkeit des Rotors sehr schnell auf die sich ständig ändernde Windgeschwindigkeit abgestimmt werden, um die Frequenz und den Betrag der Spannung innerhalb der geforderten Toleranzen zu halten.Rotoren mit Pitchregelung werden ebenfalls durch Verstellen des Anstellwinkels an die momentane Windgeschwindigkeit angepasst. Jedoch arbeitet die Verstellung entgegengesetzt zu Anlagen mit Stallregelung. Durch die Drehung des Rotorblattes wird die Auftriebskraft verändert und so kann die Rotationsgeschwindigkeit geändert werden. Diese Windenergieanlagen arbeiten zumeist drehzahlvariabel, d.h. die Rotordrehzahl schwankt in einem gewissen Toleranzbereich. Der Generator bringt ein Gegenmoment zum Rotor auf. Es ist abhängig von der Leistungsabgabe des Generators. Bei einer Asynchronmaschine mit zwei fixen Drehzahlen muss die WEA je nach Windstärke zwischen diesen beiden Stufen umschalten. Generatoren mit variabler Drehzahl, Asynchrongeneratoren und Synchrongeneratoren können sich ohne Zutun den wechselnden Rotationsgeschwindigkeiten des Rotors anpassen. Drehzahlvariable pitchgeregelte AnlagenDrehzahlvariable pitchgeregelte Anlagen stellen zur Zeit den aktuellen Stand der Technik im Windenergieanlagenbau dar.Es wird zwischen zwei Betriebszuständen unterschieden: Der Drehzahlregelung im Teillastbetrieb (Momentenregelung) und der Drehzahlregelung im Volllastbetrieb (Pitchregelung).
Windenergieanlagen mit Pitchregelung werden zumeist ausschließlich aerodynamisch abgebremst. Dabei wirken die drei voneinander unabhängigen Blattverstellsysteme als Bremse. Sie besitzen keine mechanische Betriebsbremse. Der Rotor wird nur zu Wartungsarbeiten festgesetzt. Netzsynchrone Anlagen mit StallregelungDieser Anlagentyp wurde auch als "Dänisches Konzept" bekannt und stellte lange Zeit den Stand der Technik im Windenergieanlagenbau bis zu einer Nennleistung von etwa 500 kW dar. Er besteht aus einem Dreiblattrotor mit nicht verstellbaren Rotorblättern, der sein Drehmoment über ein Stirnradgetriebe an den Generator weiterleitet. Der Generator läuft netzsynchron. Durch die Anwendung der Dahlander-Polumschaltung am Generator können zwei Drehzahlen im Verhältnis 1:2 gefahren werden, um den Teillast- und Volllastbereich abzudecken. Dieser Anlagentyp ist maßgeblich für den schlechten Ruf der WEA in Bezug auf die Netzverträglichkeit verantwortlich. Es ist nur in einem Toleranzbereich möglich, die Rotordrehzahl konstant zu halten. Windböen können kurzzeitige Einspeisespitzen verursachen, die zu Spannungsschwankungen, Spannungs- und Stromoberwellen im Stromnetz führen. Dieses Manko konnte erst durch drehzahlvariable Anlagen mit einem Netzwechselrichter ausgeglichen werden. Viele dieser Anlagen verfügen über eine mechanische Betriebsbremse, eine große Scheibenbremse zwischen Getriebe und Generator, die bei Überdrehzahl eingesetzt wird, um den Rotor wieder auf Nenndrehzahl zu bringen. Eine weitere Bremsmöglichkeit ist die sogenannte Blattspitzenbremse. Dabei wird das Ende des Rotorblattes durch die Fliehkraft auf einer schneckenförmigen Welle aus dem Blatt herausgezogen und dabei quer zur Anströmung gestellt.Die Anlagen waren teilweise durch die Rotorblattauslegung nicht in der Lage, bei wenig Wind selbständig anzulaufen. Daher wurde bei ausreichender Windgeschwindigkeit der Generator kurz als Motor verwendet, um den Rotor in Drehung zu versetzen. Die Rotorblätter sind so geformt, dass im Nennlastbereich ein Strömungsabriss auftritt und so die Leistung auch bei starkem Wind auf die Nennleistung begrenzt. Dieser so genannte Stalleffekt bringt jedoch starke Geräuschentwicklungen mit sich. Netzsynchrone Anlagen mit aktiver StallregelungWindenergieanlagen mit aktiver Stallregelung sind der Versuch, das Konzept der Stallregelung und des netzsynchronen Betriebs ohne teureren Gleich- und Wechselrichter auch auf größere Anlagen bis in den Megawattbereich zu übertragen. Bei diesen Anlagen lässt sich der Strömungsabriss an den Rotorblättern zusätzlich über eine Blattverstellung steuern. Schwankungen im Wind (Böen) können so besser als bei reinen Anlagen mit Stallregelung ausgeglichen werden. Die Blattverstellung arbeitet entgegengesetzt der Pitchregelung und erhöht den Anstellwinkel immer weiter, bis es zum Strömungsabriss kommt. Im Sturmfall können die Blätter mit der Hinterkante nach vorn gedreht werden. Die Anlage muss dann nicht aus dem Wind geschwenkt werden.WindrichtungsnachführungDie Windrichtungsnachführung erfolgt bei modernen Anlagen durch Stellmotoren (auch Azimutantrieb oder Giermotoren genannt). Die Windrichtung wird dabei über Sensoren, sogenannte 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 natürliche Dämpfung von Gleitlagern wird genutzt. Bei Bewegungen um die Hochachse wirken starke Widerstandsmomente auf den Rotor und die übrige Struktur ein. Die Windrichtungsnachführung erfolgt daher langsam und stark gedämpft. Um die Kabel, die den Strom und die Steuersignale leiten, nicht zu sehr zu verdrehen, ist die Anzahl der Maschinenhausumdrehungen in eine Richtung auf etwa drei bis vier begrenzt. Die Anlagensteuerung kontrolliert diese Position und sorgt bei Bedarf für Entdrillung.UmweltauswirkungenDie Wechselwirkungen von Windenergieanlagen mit der Umwelt sind nicht zuletzt durch den massiven Ausbau stark in die Kritik geraten. Immer wieder angeführt werden starke Geräuschentwicklung, Schattenwurf beziehungsweise Blendung sowie der Einwand, „Windräder” verschandelten die Landschaft.VogelschlagBereits Anfang der 1980er Jahre wurde bei der deutschen Versuchsanlage GROWIAN darüber diskutiert, ob vermehrt Vögel an schnell rotierenden Flügel zu Schaden kommen könnten. Zum Ausmaß dieser Fälle von Vogelschlag gibt es inzwischen kontroverse Untersuchungen.Nach einer Studie des NABU von 2005 sterben in Deutschland jährlich etwa eintausend Vögel durch Kollision mit einer WEA. Betroffen sind insbesondere Greifvögel und Fledermäuse. Demgegenüber stehen etwa zehn Millionen getöteter Vögel durch Straßenverkehr und Stromleitungen (BUND-Schätzung). Der NABU hatte 127 internationale Studien ausgewertet und kam zum Schluss, dass durch Windenergie in Deutschland keine Vogelart gefährdet sei. LandschaftsverbrauchDer Landschaftsverbrauch der Anlagen kann unter Umständen die gemeindliche Entwicklung beeinflussen, da genehmigte Anlagen nach deutschem Baurecht Bestandsschutz genießen. Im Hintergrund stehen oft widerstreitende Flächennutzungsinteressen, wie Ausweisung von Gewerbe- und Wohngebieten, die auf den Flächen von Windenergieanlagen aufgrund von Abstandsregelungen nicht mehr möglich sind. In Deutschland wird dieses Problem im Rahmen der Raumplanung angegangen, so dass Gemeinden entsprechende Vorrang- und Eignungsgebiete für WEA ausweisen können (§35 Bundesbaugesetzbuch) auf denen dann vorrangig Windenergieanlagen errichtet werden sollen. Dies soll auch einen „Wildwuchs” von Einzelanlagen vermeiden. Der positive Lenkungseffekt funktioniert jedoch nur, solange eine Gemeinde sinnvolle Flächen ausweist und diese nicht als Instrument zur Verhinderung von Windenergieanlagen auf ihrem Gemeindegebiet zu nutzen versucht, da das Aufstellen der Anlagen prinzipiell nicht von Gemeinden verboten werden kann, solange bestimmte Rahmenbedingungen (wie Mindestabstand zu Siedlungen) eingehalten werden und die übergeordneten Behörden die Baugenehmigung erteilen. Außerdem befindet sich der überwiegende Anteil heute installierter Windenergieanlagen auf landwirtschaftlich genutzten Flächen, auf denen sie nur die Standfläche ihres Fußes vereinnahmen, während der Rest der Fläche um die Anlage problemlos weitergenutzt werden kann, anders als im Braunkohletagebau beim Abbau fossiler Energieträger z. B. unter bewohnten Ortschaften.Ein fester bundeseinheitlicher Abstand von Windenergieanlagen zu Wohngebieten etc. existiert in Deutschland nicht, jedoch erfüllt man in den meisten Fällen mit einem Abstand von 500 m zu Wohngebieten alle gesetzlichen Auflagen (wie Obergrenzen für Lärm und Schattenwurf, siehe unten). Auswirkungen auf Standorte im MeerUm die erheblich stärkeren Winde auf See nutzen zu können, wird in Deutschland vermehrt die Errichtung von Windparks auf dem offenen Meer, sogenannte Offshore-Windparks geplant. In anderen europäischen Ländern (Dänemark, Schweden, Großbritannien) sind sie bereits realisiert. Auch hier werden Bedenken vorgetragen: Befürchtet werden beispielsweise Kollisionen mit vom Kurs abgekommenen Schiffen und eine Beeinträchtigung der Meeresökologie (vornehmlich durch Geräuschentwicklung unter Wasser während des Fundamentbaus). Hinzu kommt, dass die Entfernung zu den Abnehmern länger ist als bei den Anlagen an Land und zudem neu verkabelt werden muss. Dies könnte zu Baumaßnahmen im Wattenmeer führen, das fast komplett als Biosphärenreservat und Nationalpark (wichtiges Gesetz hier: Eingriffsregelung) ausgewiesen ist. Die langen Leitungswege führen zudem zu einem Transportverlust von Energie, so dass die Energieausbeute aus den Anlagen sinkt.Schattenwurfregelung/DiskoeffektNach dem Bundesimmissionsschutzgesetz darf der Schattenwurf einer (neuen) Windenergieanlage auf (bestehende) Wohnhäuser nicht mehr als 30 Stunden pro Jahr betragen. Insbesondere der flackernde Schatten des drehenden Rotors ist dafür von Bedeutung, da er bei zu geringem Abstand und ungünstiger Position zur Sonne sehr lästig sein kann. Der Abstand und die Aufstellung ist daher entsprechend der 30-Stunden-Regel zu wählen oder Anlagen, bei denen die Gefahr des Schattenwurfes besteht, können mit einer sonnenstands- und wetterabhängigen Schattenwurfregelung ausgerüstet werden. Diese schaltet die WEA ab, wenn Gefahr besteht, dass unerwünschter Schattenwurf (beispielsweise auf Wohngebiete) entsteht. Als Faustregel kann jedoch gelten, dass man mit 500 m Abstand zum nächsten Wohnhaus in dieser Hinsicht auf der sicheren Seite ist, da in diesem Fall der Schattenwurf auf Wohngebäude im schlimmsten Fall (ungünstigste Position und ständig Sonnenschein) nur ca. 20 Stunden pro Jahr beträgt.Zur Vermeidung des Diskoeffekts (Lichtreflektionen durch die Rotorblätter) hat sich die Verwendung von nichtreflektierender Farbe durchgesetzt. Aufgrund dessen wurde er sehr stark reduziert und spielt daher keine Rolle mehr bei der Abstandsbestimmung. Der Diskoeffekt wird jedoch sehr häufig mit dem rotierenden Schlagschatten des Rotors verwechselt. LärmEin weiterer Aspekt sind Schallemissionen. Nach dem Bundesimmissionsschutzgesetz darf der von einer technischen Anlage ausgehende Schall in reinen Wohngebieten nachts nicht lauter als 35 dB(A) sein (allgemeines Wohngebiet 40 dB, Dorf- und Mischgebiet 45 dB, Gewerbegebiet 50 dB, Industriegebiet 70 dB). Da ab 8 m/s die Windgeräusche von Bäumen, Häusern etc. weit über denen einer Windenergieanlage liegen, muss daher nur der Schall bei niedrigen Windstärken berücksichtigt werden. Mit 500 m Abstand zum nächsten Wohngebäude ist der Schalleinfluss einer einzelnen Windenergieanlage in jedem Fall unter dem Grenzwert.Drehzahlvariable Windenergieanlagen, die in der Nähe von Wohngebieten stehen, können zu bestimmten lärmsensiblen Zeiten, beispielsweise nachts, in einen schallreduzierenden Betriebszustand gebracht werden. Da die Lärmemission besonders von der Blattspitzengeschwindigkeit und dem Getriebe abhängt, wird dazu die Drehzahl des Rotors abgesenkt. Diese Maßnahme führt jedoch immer auch zu einem Ertragsverlust für den Betreiber. Die Reduktion von Schallemissionen ist eine der Hauptarbeiten bei der Weiterentwicklung der Anlagen. EnergierücklaufzeitDie Energierücklaufzeit beschreibt die Zeit, die vergeht, bis ein Kraftwerk genauso viel Energie erzeugt hat, wie zu seiner Produktion, Transport, Errichtung, Betrieb usw. benötigt wurde. Als erzeugte Energie betrachtet man in der Regel die eingesparte Primärenergie. Eine erzeugte kWhelektrisch entspricht je nach Vergleichsgrundlage 2-3 kWhPrimärenergie. Die Energierücklaufzeit beträgt bei WEA etwa zwei bis sechs Monate, auch nach konservativen Schätzungen jedoch deutlich unter einem Jahr. Energetisch können sich nur Kraftwerke amortisieren, die regenerative Energiequellen nutzen, da konventionelle Kraftwerke ständig Zufuhr von Brennstoff benötigen.Politischer Einfluss in DeutschlandGanz entscheidend für den Boom der Windenergie in der Bundesrepublik Deutschland war das Stromeinspeisungsgesetz von 1991, das die Stromnetzbetreiber und damit auch die Endverbraucher zur Abnahme des erzeugten Stroms verpflichtete. Diese Förderung des Technologieeinstiegs in erneuerbare Energien wurde von der seit 1998 bestehenden rot-grünen Bundesregierung im Jahr 2000 im Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) mit Einschränkungen fortgeschrieben. Das Gesetz sichert den Betreibern von Windenergieanlagen feste Vergütungen des eingespeisten Stroms zu, die derzeit über dem durchschnittlichen Strombörsenwert des Stroms an der Strombörse (bis zu 7 Cent/kWh) liegen. Die den Stromverbrauchern dadurch entstehenden Mehrkosten belaufen sich im Schnitt auf 2 Euro pro Haushalt und Monat (siehe dena-Netzstudie. Die Festpreisvergütung im Rahmen des EEG hat zu einem starken Ausbau der Windenergienutzung in der Bundesrepublik Deutschland geführt. Ende 2003 war rund die Hälfte der gesamten europäischen Windenergieleistung (28'700 MW) in der BRD installiert, 10 Monate später bereits zwei Drittel. Anfang April 2004 verabschiedete der Deutsche Bundestag eine Novellierung des EEG. Diese sieht für 2004 eine um 0,5 Cent/kWh reduzierte Vergütung des Windstroms sowie eine stärkere Degression der Einspeisevergütung in den kommenden Jahren vor.Windenergie in der DiskussionVor allem in Deutschland, bedingt durch Art und Umfang der Förderung, ist die Energieerzeugung aus Windenergie ein stark umstrittenes und häufig auch ideologisch diskutiertes Thema.ZukunftssicherheitUmweltschützer betonen, dass diese Energieform besonders schonend sei, da Wind, im Gegensatz zu Kohle oder Erdöl, eine erneuerbare Ressource ist und somit dauerhaft zur Verfügung steht. Während des Anlagenbetriebes entstehen im Gegensatz zu fossilen Energieträgern keine direkten Kohlendioxidemissionen. Ein weiteres Argument der Befürworter ist die weltweite Verfügbarkeit von Wind. Von einer Förderung der Windenergie versprechen sie sich mehr Gerechtigkeit, da auf diese Weise auch Staaten ohne Rohstoffvorkommen eine unabhängige Energieversorgung aufbauen könnten. Zudem birgt die Windenergie deutlich weniger Risiken als die Kernkraft.Schwankung des WindangebotsWindenergie ist nur Teil eines Energiemixes und bildet nur eine Säule der erneuerbaren Energien. Als ihr Hauptnachteil gilt die unregelmäßige, mit dem Wind schwankende Leistungsabgabe einer Anlage. Diese Schwankungen nivellieren sich jedoch zunehmend, sobald die Summe der eingespeisten Energie über größere Gebiete gebildet wird. Zudem weht in der Westwindzone in Europa der Wind im Durchschnitt tagsüber kräftiger als nachts.Eine durchschnittliche Kurve der Einspeiseleistung von Windenergieanlagen folgt somit grob dem Verbrauch durch die Abnehmer über den Tag. Jahreszeitlich betrachtet ist das Windangebot in mittleren Breiten im Winter am höchsten und im Sommer am niedrigsten. Im Winter wird aufgrund längerer Beleuchtung, vorwiegenden Aufenthalt in Räumen und damit verbundenen Aktivitäten, Heizung etc. mehr Strom verbraucht als im Sommer. Die durch Windenergieanlagen bereitgestellte elektrische Leistung folgt also auch jahreszeitlich grob der Bedarfskurve. Trotzdem müssen Schwankungen durch ein sinnvolles Kraftwerksmanagement ausgeglichen werden. Zunehmend werden meteorologische Prognosesysteme entwickelt, die es ermöglichen, die von Windparks in das Stromnetz eingespeiste Leistung im Bereich von Stunden bis zu Tagen im Voraus abzuschätzen, wodurch man beim Kraftwerksmanagement den Bedarf an teurer Regelenergie aus Gaskraftwerken und Pumpspeicherkraftwerken verkleinern kann. Windleistung, die beispielsweise während windarmer Jahreszeiten nicht zur Verfügung steht, muss durch das Vorhalten von zusätzlicher installierter Leistung aus dem Bereich der Mittellast ersetzt werden können. Ein weiterer komplementärer Ansatz des Energiemanagements ist das Abschalten großer energieintensiver Verbraucher bei Strombedarfsspitzen oder Stromangebotsflauten. Über eine entsprechende günstigere Strompreisgestaltung für diese Verbraucher könnte so die Nachfrage nach teurer Regelenergie verringert werden. Unter Umständen wäre dies trotz Ausfall der Produktion, sowohl für das Unternehmen als auch für den Energieversorger, wirtschaftlich lohnend. Dieser Ansatz ist jedoch bislang nicht über einige wenige Projekte hinausgekommen. Die technische Infrastruktur wie Verbrauchersteuerung über Datensignale auf der Stromleitung ist zwar vorhanden und ausgereift, aber bisherige Konzepte der Energieversorger sind hauptsächlich auf Bedarfsbefriedigung ausgerichtet und eine breitere Umsetzung erfordert angepasste Produktionsabläufe der Industrie, was mit Risiken und planerischem Aufwand verbunden ist und in vielen kritischen Bereichen auch nicht möglich sein wird. Statistikweitere Statistiken zum Thema unter Windenergieanlagenhersteller und WindenergieDie durchschnittliche Betriebsdauer einer Windenergieanlage beträgt je nach Windangebot etwa 5.000 bis 7.000 Stunden pro Jahr. Ein Jahr hat bei 365 Tagen 8.760 Stunden. Davon arbeitet die Anlage etwa 1.000 Stunden mit Nennleistung und etwa 4.000 Stunden im Teillastbereich. Wird der Jahresertrag durch die Nennleistung geteilt, ergeben sich die sogenannten Jahresvolllaststunden. Für 2003 waren es gemäß Tabelle deutschlandweit durchschnittlich 1.274 Stunden.
Forschung und EntwicklungSeitdem Windenergieanlagen in großer Zahl hergestellt werden, ist die staatliche Forschung in Universitäten und Forschungsinstituten verstärkt worden. Ein Beispiel ist die Gründung des Deutschen Windenergie-Institut, DEWI, mit Sitz in Wilhelmshaven im Jahr 1990, wo alle zwei Jahre die Deutsche Windenergie-Konferenz (DEWEK) stattfindet.Ein Schwerpunkt der Forschung sind Offshore-Windenergieanlagen und deren Einfluss auf die Ökologie vor der Küste. 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 überschüssige Energie in chemische Energieträger (beispielsweise Wasserstoff) umwandeln. Auf der norwegischen Insel Utsira wurde im August 2004 das erste autarke Stromnetz eingeweiht, das ausschließlich von Windenergie als Primärenergie gespeist wird. In dem auf zwei bis drei Jahre angelegten Versuch, dem ersten in diesem Maßstab, sollen zehn der insgesamt 70 Haushalte ihren Strom von zwei Enercon E-40-Anlagen beziehen. Kurzfristige Stromschwankungen werden durch einen Schwungradspeicher (5 kWh) ausgeglichen. Überschüssige Energie wird in Form von Wasserstoff in einem Druckspeicher mit einer Kapazität von maximal drei Tagen zwischengespeichert. Dieser wird bei Flaute oder Sturm, also dann, wenn die Anlagen nicht ausreichend Energie liefern, über eine 60-kW-Brennstoffzelle wieder in Strom umgesetzt. Ein Generator dient während der Erprobungsphase zur Absicherung gegen Stromausfall. Einer der Hauptinvestoren ist der norwegische (Öl-) Konzern Norsk-Hydro mit seiner Wasserstoffsparte. Internationale Rekorde
Hersteller/PreiseHauptartikel: Windenergieanlagenhersteller Dort befindet sich auch eine Übersicht über die Marktanteile.Die Preise für Windenergieanlagen unterliegen marktüblichen Schwankungen. Zum einen halten sich die Anbieter eher bedeckt, zum anderen müssen viele individuelle Rahmenbedingungen berücksichtigt werden. Dazu zählen beispielsweise die Art des Fundamentes, die Turmvariante, die Infrastruktur (Zuwegung zur Baustelle, Entfernung zum Stromnetz, Art der Einspeisung usw.) Die Deutsche Energie-Agentur GmbH gibt die Preise (Stand 2004) bei Nennleistungen von 100 bis 1.000 kW zwischen 615 und 870 Euro und bei großen Anlagen im Megawattbereich zwischen 770 und 1.025 Euro pro installiertem Kilowatt an (inklusive Montage und Abnahme) [1]. Die Einspeisevergütungen sind in Deutschland im Erneuerbare-Energien-Gesetz festgeschrieben. Siehe auch
Literatur
Weblinks{{Commons2|Wind energy converter|Windenergieanlage}}(technische) Informationen
Interessengruppen
Forschungsinstitute und Dienstleister
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