Windkraftanlage

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Moderne Windkraftanlage der 3-MW-Klasse.
Zur Inspektion abmontierte Rotorblätter; man beachte zum Größenvergleich den PKW unten links, Schleswig-Holstein

Eine Windkraftanlage (WKA, in der Fachliteratur auch Windenergieanlage, WEA) erntet mit ihrem Rotor die Energie des Windes, wandelt sie in elektrische Energie um und speist sie in das Stromnetz ein. Verwendet werden auch die Bezeichnungen Windkraftwerk, manchmal auch Windkraftkonverter (WKK), in der Umgangssprache Windrad oder Windmühle.

Dieser Artikel befasst sich mit leistungsstarken Anlagen, die typischerweise mit Netzanschluss betrieben werden. Kleinanlagen, die im Inselbetrieb wirtschaftlich sein können, werden unter Windgenerator behandelt; windgetriebene Pumpen im Artikel Windpumpe. Die Betrachtung mehrerer Windkraftanlagen findet sich im Artikel Windpark, weitere Anwendungen sowie energiepolitische Aspekte in den Artikeln Windenergie, Erneuerbare Energie und Energiewende.

Inhaltsverzeichnis

Geschichte der Windkraftanlagen

Anlage von Charles F. Brush von 1888

Die Anfänge. Windmotoren, Testanlagen und gescheiterte Großprojekte

Die erste belegte Anlage zur Stromerzeugung errichtete 1887 der Schotte James Blyth, um Akkumulatoren für die Beleuchtung seines Ferienhäuschens aufzuladen.[1] Seine einfache, robuste Konstruktion mit einer vertikalen Achse von zehn Metern Höhe und vier auf einem Kreis von acht Metern Durchmesser angeordneten Segeln hatte eine bescheidene Effizienz. Nahezu zeitgleich orientierte sich Charles F. Brush in Cleveland, Ohio mit einer 20 Meter hohen Anlage an der damals recht fortgeschrittenen Windmühlentechnik. Bei Mühlen kommt es eher auf das Drehmoment als auf die Drehzahl an; Brush verwendete eine zweistufige Übersetzung mit Riementrieben, um einen 12-kW-Generator anzutreiben.

Der Däne Poul la Cour kam um 1900 durch systematische Versuche – unter anderem an aerodynamisch geformten Flügelprofilen in Windkanälen – zum Konzept des Schnellläufers, bei dem nur wenige Rotorblätter ausreichen, die Energie der Strömung über die ganze Rotorfläche auszunutzen. Während des Ersten Weltkrieges waren über 250 Anlagen dieses Typs in Dänemark in Betrieb.[2] Auch in anderen Staaten wurden im frühen 20. Jahrhundert Windmotoren zur dezentralen Stromerzeugung errichtet. Mit der flächendeckenden Elektrifizierung in der Zwischenkriegszeit verschwanden viele dieser Anlagen wieder,[3] zumal die mit Gleichstromgeneratoren und Akkuspeichern ausgerüsteten Windmotoren nicht mit dem Wechselstrom-Stromnetz kompatibel waren.

Nach dem Zweiten Weltkrieg wurde in verschiedenen Staaten die Windenergieforschung vorangetrieben. Staaten wie Frankreich und Großbritannien investierten bis ca. 1965 große Summen in die Windkraftforschung.[4] Die durch die Luftfahrt vorangetriebene Verbesserung der Profilgeometrien in den 1950er und 1960er Jahren auf Gleitzahlen weit über 50 erlaubte extreme Schnellläufer mit nur noch einem einzigen Rotorblatt. Rotoren mit mehr als zwei Blättern galten als rückständig. Angesichts niedriger Energiepreise wurden mit Ausnahme von wenigen Prototypen aber kaum Anlagen errichtet.

Zu einer Renaissance der Windenergienutzung kam es ab den 1970er Jahren u.a. infolge der Umwelt- und Energiedebatte und zweier Ölkrisen. In einigen Staaten (wie u.a. Deutschland und USA) setzte man zunächst auf anspruchsvolle industrielle Großprojekte wie den zweiflügeligen GROWIAN; diese hatten aber große technische Probleme und erwiesen sich als Fehlschläge. Ausgehend von Dänemark, wo neben dem Know-how zum Kleinanlagenbau auch eine idealistische Kundschaft für derartige Anlagen existierte, setzte sich das Dänische Konzept zahlreicher robuster Anlagen kleiner Leistung durch, die anfangs häufig von Kleinunternehmen und Bastlern mit zunächst einfachen Mitteln hergestellt wurden.[5]

Die in den 1980er Jahren auch zu Tausenden in die USA exportierten Anlagen hatten drei starre Rotorblätter (starr = keine Blattwinkelverstellung) und eine ohne Frequenzumrichter ans Netz gekoppelte Asynchronmaschine mit ein oder zwei festen Drehzahlen. Die Leistungsbegrenzung erfolgte durch Strömungsabriss. Archetyp dieses sehr erfolgreichen Konzeptes war die von Johannes Juul konstruierte und 1957 in Betrieb genommene Gedser Windkraftanlage.[6] Sie arbeitete bis zu ihrer vorläufigen Stilllegung 1966 zuverlässig und wurde Ende der 1970er Jahre für ein gemeinsames Testprogramm von dänischen Wissenschaftlern und NASA wieder in Betrieb genommen.[7]

Technische Entwicklung seit den 1990er Jahren bis heute

Eine Windkraftanlage vom Typ Enercon E-126, mit einer Nennleistung von 7,5 MW. Aktuell die leistungsstärkste Onshore-Windkraftanlage.

Auf Basis dieser nach heutigen Maßstäben kleinen Anlagen fand in den 1990er und 2000er Jahren die weitere Entwicklung hin zu den modernen Großturbinen statt. Seither ist Dänemark das Land mit dem größten Windkraftanteil an der Stromerzeugung.

Mit dem Stromeinspeisungsgesetz von 1991 begann der Aufschwung der Windenergie auch in Deutschland; er setzte sich mit dem Erneuerbare-Energien-Gesetz (in Kraft seit 1. April 2000) fort. Diese politischen Rahmenbedingungen trugen dazu bei, dass deutsche Windkraftanlagenhersteller die Technologie- und Weltmarktführerschaft erlangten. Sie entwickelten und bauten immer größere Anlagen mit drei verstellbaren Rotorblättern und variabler Drehzahl.

Die mittlere Nennleistung der in Deutschland neu installierten Windkraftanlagen betrug 164 kW im Jahr 1990, im Jahr 2000 erstmals über 1 MW, im Jahr 2009 erstmals über 2 MW. Im Jahr 2011 lag sie bei über 2,2 MW, wobei Anlagen mit einer installierten Leistung von 2,1 bis 2,9 MW mit einem Anteil von 54 % dominierten. Ein weiterer Anstieg der durchschnittlichen Nennleistung ist absehbar, u. a. wegen der Einführung der 3-MW-Klasse bei Onshore-Windkraftanlagen und wegen des zunehmenden Baus von Offshore-Windparks, in denen hauptsächlich Großanlagen mit einer Nennleistung zwischen 3,6 und 6 MW errichtet werden.

Zudem wurde der Rotordurchmesser größer. Eine Verdopplung der Rotorblattlänge bewirkt gemäß der Kreisformel eine Vervierfachung der Rotorfläche. Noch bis Ende der 1990er Jahre lag der Durchmesser meist unter 50 Meter, nach etwa 2003 meist zwischen 60 und 90 Meter.[8] Seit 2008 kommen oft auch Windkraftanlagen mit Rotordurchmessern über 90 Metern zum Einsatz, was 2012 bereits der Durchschnittswert der in Deutschland neu installierten Anlagen war.[9] Analog stiegen die durchschnittliche Nabenhöhe und Nennleistung bis zum ersten Halbjahr 2014 auf 113 m bzw. 2,65 MW sowie der Rotordurchmesser auf 97 m, mit deutlichen Unterschieden aufgrund regionaler Windhöffigkeit.[10]

Moderne Schwachwindanlagen haben mittlerweile Rotordurchmesser bis etwa 130 Meter und Nabenhöhen bis zu 150 Meter, wobei die Gesamthöhe der Anlagen bisher 200 m in aller Regel nicht überschreitet. Im Offshore-Bereich sind (Stand 2013) Anlagen mit Rotordurchmessern von über 170 Metern im Testbetrieb.[11] Enercon war zunächst lange der einzige Hersteller mit Direktantrieb; mittlerweile setzen mehrere Hersteller auf ein getriebeloses Design.[12] Im Jahr 2013 betrug der weltweite Marktanteil der getriebelosen Anlagen 28,1 %.[13]

Windkraftanlagen wurde bis etwa 2010 stationär per Dockmontage gefertigt; seitdem setzen Hersteller aus Kostengründen zunehmend auf Serienfertigung im Fließbandverfahren und auf eine Industrialisierung und Standardisierung ihrer Produkte. Parallel dazu setzen sich – wie im Automobilbau seit langem Standard – modulare Plattformstrategien durch, bei denen auf der gleichen technischen Basis Anlagentypen bzw. -varianten für verschiedene Windklassen entwickelt werden; z. B. durch unterschiedliche Rotorgrößen bei weitgehend identischem Triebstrang oder unterschiedlichen Generatorkonzepten bei gleichem Rotordurchmesser.[14]

Nicht alle neu installierten Anlagen stehen an neuen Standorten: Teilweise werden alte Anlagen abgebaut und durch leistungsstärkere ersetzt, was als Repowering bezeichnet wird. Innerhalb von Windparks sinkt dabei in der Regel die Anzahl der Anlagen, während zugleich installierte Leistung und Ertrag deutlich steigen.

Energieangebot und -ertrag

Leistungsdichte des Windes

Hauptartikel: Windenergie

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

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

Bei einer Windgeschwindigkeit von 8 m/s (≈ Windstärke 4 Bft) beträgt sie knapp 40 J/m³.

Diese Energie wird mit dem Wind herantransportiert. In der freien Strömung weit vor dem Rotor der Windkraftanlage beträgt die Leistungsdichte dieses Transports

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

im Beispiel also 320 W/m².

Aufgrund dieses starken Anstiegs der Leistungsdichte mit der Windgeschwindigkeit sind windreiche Standorte besonders interessant. Die Turmhöhe spielt dabei eine große Rolle, besonders im Binnenland, wo Bodenrauigkeit (Bebauung und Vegetation) die Windgeschwindigkeit verringert und den Turbulenzgrad erhöht.

Verlustloser Leistungsbeiwert

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

Die Leistungsfähigkeit eines Windrotors wird üblicherweise ausgedrückt, indem seine an die Welle abgegebene Leistung auf die Rotorfläche und auf die Leistungsdichte des Windes bezogen wird. Dieser Bruchteil wird nach Albert Betz als Leistungsbeiwert cP bezeichnet, umgangssprachlich auch als Erntegrad. Er leitete 1920 aus grundlegenden physikalischen Prinzipien einen maximal erreichbaren Leistungsbeiwert ab. Der Grund ist, dass durch die Leistungsentnahme die Strömungsgeschwindigkeit sinkt, die Luftpakete in Strömungsrichtung kürzer werden und die Stromlinien ihre Abstände zueinander vergrößern, siehe Abbildung. Je stärker der Wind abgebremst wird, desto mehr strömt ungenutzt am Rotor vorbei. Das Optimum von 16/27 = 59,3 % würde durch einen verlustlosen Rotor erreicht, der die Strömung durch einen Staudruck von 8/9 der Energiedichte des Windes auf 1/3 der Windgeschwindigkeit abbremst. Der Rest dieser Leistung befindet sich noch in der Strömung: 1/3 = 9/27 in den Stromfäden, die dem Rotor ausgewichen sind, 1/9 von 2/3 = 2/27 in der abgebremsten Luftmasse.

Verluste

Wie alle Maschinen erreichen auch reale Windkraftanlagen das theoretische Maximum nicht. Aerodynamische Verluste ergeben sich durch Luftreibung an den Blättern, durch Wirbelschleppen an den Blattspitzen und durch Drall im Nachlauf des Rotors. Bei modernen Anlagen reduzieren diese Verluste den Leistungsbeiwert von cP,Betz ≈ 0,593 auf cP = 0,4 bis 0,5. Von den genannten 320 W/m² sind also bis zu 160 W/m² zu erwarten. Ein Rotor mit 113 m Durchmesser (10.000 m² Fläche) gibt dann 1,6 Megawatt an die Welle ab. Zur Berechnung der Leistung am Netzanschluss müssen zusätzlich noch die Wirkungsgrade aller mechanischen und elektrischen Maschinenteile berücksichtigt werden.

Der Leistungsbeiwert des Rotors wird beim Vergleich verschiedener Bauarten oft überbewertet. Ein um zehn Prozent niedrigerer Leistungsbeiwert kann durch eine fünfprozentige Erhöhung des Rotordurchmessers ausgeglichen werden. Für den wirtschaftlichen Erfolg ist es von höherer Bedeutung, mit gegebenem Materialeinsatz eine möglichst große Rotorfläche abzudecken. In dieser Hinsicht ist die heute übliche Bauform – propellerartige Rotoren mit horizontaler Drehachse und wenigen Blättern – anderen Bauformen überlegen.[15]

Ertrag

Siehe auch: Windenergie

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

Ein Windgutachten auf Basis der Häufigkeitsverteilung der Windgeschwindigkeit für einen Standort dient der optimalen Wahl der Nennwindgeschwindigkeit (meist das 1,4- bis 2-Fache der mittleren Windgeschwindigkeit) bzw. bei gegebenen Anlagendaten der Abschätzung der pro Jahr erzeugten Energie, branchenüblich als Volllaststunden angegeben (Quotient der voraussichtlichen oder tatsächlich erreichten Jahresstrommenge zur installierten Leistung). Über Rechenprogramme[16] im Internet lässt sich der Ertrag bestimmter Anlagen unter zu wählenden Bedingungen näherungsweise bestimmen. Aufschluss über die tatsächlichen Erträge eines Standortes können jedoch nur auf Windmessungen basierende Windgutachten geben. Dabei ist der Turbulenzgrad aufgrund topografischer Gegebenheiten, Vegetation, höherer Bauten oder benachbarter Windkraftanlagen zu berücksichtigen.[17] Die Ertragsminderung durch verminderte Windgeschwindigkeit und Turbulenz hinter anderen Windkraftanlagen wird als Wake- oder Nachlaufverlust bezeichnet.

Da das Leistungsangebot mit der dritten Potenz der Windgeschwindigkeit steigt, ist es sinnvoll, die Anlage für eine deutlich höhere als die mittlere Windgeschwindigkeit auszulegen. Ihre Nennleistung, manchmal auch als installierte Leistung bezeichnet, erreicht eine Windkraftanlage bei der Nennwindgeschwindigkeit. Darüber wird die Leistung der Anlage konstant gehalten, um Überlastungen zu vermeiden. Bei sehr großen Windgeschwindigkeiten (Sturm) wird die Anlage ganz abgeschaltet (Details siehe unten im Abschnitt: Regelung und Betriebsführung).

Moderne Schwachwindanlage vom Typ Nordex N117/2400 auf 141-Meter-Hybridturm im Windpark Hohenahr, Hessen

Bei gegebenen Investitionskosten kann die Nennleistung auf Kosten der Rotorfläche erhöht werden oder umgekehrt. Eine Anlage mit höherer Nennleistung nutzt einen größeren Teil des Energieangebotes aus, eine Anlage mit größerem Rotor speist unterhalb der Nennwindgeschwindigkeit mehr Leistung in das Stromnetz ein. Bei Anlagen in Deutschland, wo v. a. Anlagen mit vergleichsweise hohen Nennleistungen zum Einsatz kommen, wurden im Mittel der letzten Jahre zwischen 1400 und 1800 Volllaststunden erreicht, wobei bei neu installierten Windkraftanlagen deutlich bessere Ergebnisse erzielt werden als bei älteren Modellen. In anderen Ländern liegen die Kapazitätsfaktoren z. T. deutlich höher; in den USA kamen Windkraftanlagen 2011 beispielsweise auf einen vergleichsweise hohen Kapazitätsfaktor von 33 %, entsprechend etwa 3000 Volllaststunden.[18] Bei Offshore-Anlagen geht man von ca. 3800 Volllaststunden aus, allerdings gibt es Hinweise, dass 3800 Volllaststunden für viele Offshore-Windparks mit modernen Turbinen möglicherweise zu konservativ gerechnet sind. So übertraf z. B. der Nordsee-Windpark im Jahr 2011 alpha ventus den prognostizierten Ertrag von 220 GWh (entsprechend etwa 3700 Volllaststunden) mit 267 GWh deutlich. Dies entspricht ca. 4.400 Volllaststunden.[19] Im Jahr 2012 wurde dieses Ergebnis mit 4460 Volllaststunden nochmals leicht übertroffen, allerdings ist es laut Betreiber zu früh, den prognostizierten Wert so deutlich zu korrigieren.[20]

Tendenziell ist onshore wie offshore ein Trend zu höheren Kapazitätsfaktoren erkennbar, ausgelöst durch größere Nabenhöhen sowie eine höhere Rotorfläche pro kW installierter Leistung. Auch wurden in jüngster Zeit von mehreren Herstellern Schwachwindanlagen mit besonders großer Rotorfläche (ca. 4,5 - 5 m²/kW) entwickelt, mit denen auch auf windschwächeren Standorten deutlich mehr Volllaststunden als oben angegeben erreicht werden können. Zugleich verstetigt sich die Windstromproduktion;[21] die Stromgestehungskosten sinken[22] und der Ausbaubedarf des Stromnetzes wird geringer. Beispiele für derartige Schwachwindanlagen sind die Nordex N117/2400, die GE 2.5-120 oder die Gamesa G114-2.0. Auch für windhöffigere Standorte ist es sinnvoll, die Rotorfläche pro Nennleistung zu erhöhen, um die Volllaststunden zu vermehren und die Kosten zu senken.

Auslegung des Rotors: Schnelllaufzahl und Rotorblatt-Anzahl

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

Optimiert wird ein Rotor für den Bereich unterhalb der Nennleistung des Generators. Eine für die Auslegung jeglicher Strömungsmaschine wichtige Kennzahl ist die Schnelllaufzahl \lambda (lambda). Sie gibt das Verhältnis der Umfangsgeschwindigkeit des Rotors zur (hier) Windgeschwindigkeit an. Bei gleicher Schnelllaufzahl scheinen sich große Rotoren im Vergleich zu kleineren gemächlich zu drehen, kleinste drohen gar zu zerreißen. Moderne Dreiblattrotoren haben Schnelllaufzahlen von 6 bis 8. Das bedeutet, dass sich die Blattspitzen bei 40 km/h Windgeschwindigkeit mit 240–300 km/h quer zum Wind bewegen. Nebenstehende Abbildung zeigt die Geschwindigkeits-, Kraft- und Winkelverhältnisse für solch eine Schnelllaufzahl an einem Blattquerschnitt bei etwa 2/3 des Radius.

Niedrige Schnelllaufzahlen haben den Nachteil, dass das Drehmoment zunimmt (\propto 1/\lambda), was einen größeren Generator oder ein kräftigeres Getriebe mit höherer Übersetzung nötig macht und den Wirkungsgrad senkt, weil der den Rotor durchsetzende Luftstrom in Rotation versetzt wird. Dazu kommen Verluste durch die Umströmung der Blattspitzen. Dieser induzierte Widerstand nimmt mit der Zahl der Blätter und mit der Schnelllaufzahl ab. Mit steigender Schnelllaufzahl sind daher weniger Blätter (\propto 1/\lambda) notwendig, um den induzierten Widerstand auf einem konstant niedrigen Niveau zu halten. Wegen der Proportionalität des Auftriebs zur Blattfläche und zum Quadrat der Strömungsgeschwindigkeit ist mit steigender Schnelllaufzahl auch weniger gesamte Blattfläche (\propto 1/\lambda^2) notwendig, um die gesamte Rotorfläche abzuernten.

Eine größere Blattfläche als nötig, bei geringerem Auftriebsbeiwert, wird vermieden, weil das zu erhöhtem Luftwiderstand führen würde. Zudem senkt eine kleinere Windangriffsfläche der im Sturm stillgelegten Anlage die mechanische Belastung der gesamten Struktur, vom Rotor über den Turm bis zum Fundament. Schlanke Blätter mit geringer Fläche bedingen aber ein Stabilitätsproblem. Da die Biegefestigkeit und Verwindungssteifigkeit überproportional mit der Profiltiefe zunehmen, wird die gesamte Blattfläche, unter Beachtung obiger Zusammenhänge, auf möglichst wenig Blätter aufgeteilt.

Ohne die Festigkeitsproblematik müsste nach dem bisher Gesagten die Schnelllaufzahl sehr hoch gewählt werden. Das ist aber auch nicht günstig, denn mit entsprechend flacherem Anströmwinkel wird ein immer kleinerer Anteil des aerodynamischen Auftriebs als Vortrieb wirksam (siehe Abbildung), während der Strömungswiderstand etwa gleich bleibt. Bei einer Schnelllaufzahl, die der Gleitzahl des Profils entspricht, liefert das Profil keinen Vortrieb mehr (im Außenbereich der Blätter). Zu jeder Anzahl von Blättern und ansonsten je nach Schnelllaufzahl optimierter Geometrie gibt es deshalb eine optimale Schnelllaufzahl, bei welcher der Leistungsbeiwert maximal wird. Das Maximum ist allerdings jeweils recht flach. Es liegt für Ein-, Zwei- und Dreiblattrotoren bei 15, 10 bzw. 7 bis 8.

Die Höhe des Maximums nimmt mit der Zahl der Blätter zunächst zu, von Ein- zu Zweiblattrotoren um etwa 10 %, zu drei Blättern allerdings nur noch um 3 bis 4 %.[23] Dieser geringe Zuwachs allein rechtfertigt kein drittes Rotorblatt. Jedoch sind Dreiblatt-Rotoren leiser und schwingungstechnisch einfacher beherrschbar als Zweiblatt-Rotoren. Die beiden bedeutendsten Gründe dafür sind:

  • Selbst wenn, wie heute üblich, die Blätter vor dem Turm laufen, sinkt doch durch den Luftstau vor dem Turm jeweils kurzzeitig der Anströmwinkel und damit der Auftrieb. Ein gegenüberliegendes Blatt wird aber gerade zu diesem Zeitpunkt maximal belastet, weil oben mehr Wind ist, so dass mit einer starren Nabe eine höhere Wechsellast auftritt, die bei der Auslegung der gesamten Anlage einschließlich des Fundamentes zu berücksichtigen ist.
  • Das Trägheitsmoment des Rotors um die Hochachse wird zweimal pro Umlauf sehr klein. Zusammen mit einem etwaigen Drehmoment um diese Achse können zerstörerische Lastspitzen entstehen. Im Sicherheitsnachweis für die Anlage wird als Ursache des Drehmoments nicht nur Turbulenz betrachtet, sondern auch technische Ausfälle, etwa der Windrichtungsnachführung oder – noch kritischer – ein Fehler in der Ansteuerung der Pitch-Verstellung bei nur einem der beiden Rotorblätter.[24]

Maßnahmen gegen diese Lastspitzen sind Pendelnaben, elastische Lagerung des gesamten Triebstranges sowie ein überlastsicherer Antrieb der Windrichtungsnachführung. Nachdem Zweiflügler in der Vergangenheit eine gewisse Rolle spielten werden heutzutage nahezu ausschließlich Anlagen mit drei Rotorblättern gebaut. Allerdings besitzen Zweiflügler gerade im Offshore-Einsatz theoretische Vorteile, sodass - die Beherrschung des problematischen dynamischen Verhaltens vorausgesetzt - die Möglichkeit besteht, dass Zweiflügler in diesem Bereich in Zukunft wieder eine größere Rolle spielen werden. So sind im Offshore-Einsatz Lärmemissionen weniger relevant, wodurch sich die Rotordrehzahl durch Verzicht auf das dritte Blatt erhöhen und zugleich die nötige Getriebeübersetzung verringern lässt. Auch wäre mit Zweiblattrotoren eine einfachere Logistik und Installation möglich.[25] Damit bieten Anlagen mit Zweiblattrotor das größere Potential für Kostensenkungen.[26] Bisher kam es jedoch zu keiner Rückkehr der Zweiflügler, wenn auch einzelne Prototypen von Zweiblatt-Anlagen in jüngerer Zeit wieder errichtet wurden.[27]

Technik moderner Windkraftanlagen

Windgenerator auf einem Dach
H-Darrieus in der Antarktis

Bauformen

Während bei sogenannten Widerstandsläufern, wie der persischen Windmühle, der Luftwiderstand genutzt wurde, der Wind also eine große Fläche langsam vor sich her trieb, bewegen sich die schmaleren, profilierten Rotorblätter der modernen Auftriebsläufer viel schneller und quer zum Wind, gegen den sie den notwendigen Staudruck durch dynamischen Auftrieb aufbauen. So lässt sich mit geringerem Materialaufwand eine große Fläche abernten. Besonders bei kleineren Windgeneratoren ist dieses Prinzip durch verschiedene Bauformen verwirklicht worden, darunter auch einfache Versionen der im folgenden Kapitel ausführlich besprochenen eigentlichen Windkraftanlagen, also Bauformen mit einem sternförmigen Rotor mit wenigen, meist drei, Blättern, welche vor einem Mast oder Turm um eine horizontale Achse rotieren (HAWT nach englisch horizontal axis wind turbine). Der für diese Anlagen nötige aktive Windnachführungsmechanismus entfällt bei den sogenannten Leeläufern, bei denen der Rotor hinter dem Turm läuft: Der Wind dreht den Rotor automatisch in die richtige Richtung. Eine solche passive Windnachführung erschwert allerdings die Sturmsicherung. Ein weiterer Nachteil sind die Stöße beim Queren der Blätter durch den Windschatten des Turmes. Das verursacht Lärm, Materialermüdung und (bei direkter Einspeisung) Störungen im Stromnetz.

Auftriebsläufer lassen sich auch mit vertikaler Rotationsachse realisieren (VAWT nach englisch vertical axis wind turbine). Unter diesen dominieren Darrieus-Rotoren, die bis in den mittleren Leistungsbereich gebaut werden, in klassischer 'Schneebesenform' oder als H-Darrieus-Rotor, dessen Blätter beim Umlauf einen Zylindermantel bilden. Bei einer vertikal stehenden Rotationsachse muss der Rotor der Windrichtung nicht nachgeführt werden. Allerdings stehen die Blätter in Teilbereichen des Umlaufs ungünstig zur Strömung, die Blattfläche muss entsprechend vergrößert werden. Durch zyklische Lastwechsel treten Schwingungen und Belastungen der gesamten Konstruktion auf. Der konstruktive Mehraufwand, zusammen mit dem Leistungsbeiwert von durchschnittlich 0,3 im Vergleich zu 0,4 bis 0,5 bei Rotoren mit horizontaler Drehachse erklärt den geringen Marktanteil.

Eine Bauform des H-Darrieus-Rotors mit wendelförmig gebogenen Blättern hat ein gleichmäßigeres Drehmoment als der klassische H-Rotor und benötigt so keine Anfahrhilfe, wie sie bei klassischen Darrieus-Rotoren mit hoher Schnelllaufzahl erforderlich ist.

Savonius-Rotoren sind aufgrund ihrer geringen Schnelllaufzahl und dem niedrigen Leistungsbeiwert zur Stromerzeugung wenig geeignet.[28]

Typenklasse (Windklasse)

Windkraftanlagen können für verschiedene Windklassen zugelassen werden. International ist die Normung der IEC (International Electrotechnical Commission) am geläufigsten. In Deutschland gibt es zudem die Einteilung des Deutschen Institutes für Bautechnik (DIBt) in Windzonen. Die IEC-Windklassen spiegeln die Auslegung der Anlage für windstarke oder windschwache Gebiete wider. Charakteristisch für Schwachwindanlagen sind größere Rotordurchmesser bei gleicher Nennleistung. Mittlerweile existieren Anlagen, die pro kW Nennleistung 4–5 m² Rotorfläche aufweisen, während gängige Starkwindanlagen bei 1,5–2,5 m² pro kW Nennleistung liegen. Oft haben Schwachwindturbinen ein angepasstes Blattprofil und eine größere Nabenhöhe.

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

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

Bestandteile einer Windkraftanlage

Schema einer Windkraftanlage

Eine Windkraftanlage besteht im Wesentlichen aus einem Rotor mit Nabe und Rotorblättern sowie einer Maschinengondel, die den Generator und häufig ein Getriebe beherbergt. Es gibt auch getrieblose Anlagen. Die Gondel ist drehbar auf einem Turm gelagert, dessen Fundament die notwendige Standsicherheit gibt. Dazu kommen die Überwachungs-, Regel- und Steuerungssysteme sowie die Netzanschlusstechnik in der Maschinengondel und im Fuß oder außerhalb des Turmes.

Rotorblätter

Drei Rotorblätter auf Transportern

Heutige Windkraftanlagen verfügen fast ausnahmslos über drei Rotorblätter. Diese sind elementarer und prägender Bestandteil einer Windkraftanlage. Mit ihnen wird der Strömung Energie entnommen und dem Generator zugeführt. Sie sind für einen wesentlichen Teil der Betriebsgeräusche verantwortlich und werden daher nicht nur auf einen hohen Wirkungsgrad, sondern insbesondere nahe der Blattspitzen auch auf Geräuschminderung hin optimiert. Die maximale Blattlänge aktueller Windkraftanlagen liegt Stand 2013 bei rund 65 Metern im Onshore- und 85 Metern im Offshorebereich. Zum einfacheren Transport solcher Rotorblätter kommen zunehmend sog. Rotorblattadapter zum Einsatz, mit denen die Flügel beim Passieren enger Straßen oder der Passage durch unwegsames Gelände auf der Letzten Meile nach oben geschwenkt werden können.[29]

Moderne Rotorblätter bestehen in der Regel aus glasfaserverstärktem Kunststoff und werden zumeist in Halbschalen-Sandwichbauweise mit Versteifungsholmen oder -stegen im Inneren hergestellt. Vermehrt kommen bei langen Rotorblättern auch Kohlenstofffasern zum Einsatz, vor allem bei hohen Belastungen ausgesetzten Starkwind- und Offshore-Anlagen, aber ebenfalls bei Schwachwindanlagen mit großen Rotordurchmessern. Die Kräfte in Längsrichtung werden von Gurten aus Glas- oder Kohlenstofffasern aufgenommen. Diese Gurte bestehen entweder aus Endlosfasern, sogenannten Rovings, oder Gelegen.

Um Blitzschäden zu vermeiden, sind die Rotorblätter mit Blitzableitern ausgerüstet. In der Nähe der Blattspitze befinden sich an der Oberfläche des Rotorblatts ein oder mehrere Punkte aus Metall (die sog. Rezeptoren). An diesen schlagen Blitze bevorzugt ein. Alternativ sind auch Blattspitzen aus Aluminium verbreitet. Von dort aus werden die Ströme über im Blatt integrierte metallische Leiter über Gondel und Turm in den Boden abgeleitet, wobei die Überbrückung von Lagern (Blattlager, Rotorhauptlager, Turmkopflager) durch Funkenstrecken oder Schleifringe realisiert wird.[30] Statistisch wird eine Windkraftanlage alle zehn Jahre von einem Blitz getroffen, in exponierten Mittelgebirgen auch deutlich häufiger.[31]

Mit einer leichten Sichelform im äußeren Bereich der Rotorblätter weichen in Böen die Blattspitzen nach Lee aus. Die damit einhergehende Verwindung der Blätter mindert den Anströmwinkel und damit die Windlast. Entsprechend kann Material gespart werden.[32] Zudem lassen sich moderne Rotorblätter serienmäßig oder auch nachträglich mit Turbulatoren wie Vortex-Generatoren und Zackenbändern ausrüsten. Dies ermöglicht sowohl eine Ertragssteigerung um wenige Prozent als auch eine Geräuschreduktion im Betrieb.[33]

Ein mögliches Phänomen an den Blättern ist Eisbildung. Sie mindert den Wirkungsgrad, da sie die Form und damit das aerodynamische Profil der Blätter verändert. Auch Unwucht des Rotors ist eine Folge. Herabfallende Eisbrocken stellen eine Gefahr unterhalb der Rotorblätter und in der näheren Umgebung dar. Eisabbruch wurde schon mehrfach dokumentiert, jedoch keine Personen- oder Sachschäden, da er wegen der verschlechterten Aerodynamik nur bei geringer Drehzahl oder im Trudelbetrieb nach Eisabschaltung auftritt. Eis bildet sich jedoch nur selten und nur bei bestimmten Wetterlagen. Die Anlagen schalten sich bei Eisansatz automatisch ab, der in der Regel durch eine Änderung der intern aufgezeichneten Leistungskurve (Leistung und Wind passen wegen schlechterer Aerodynamik nicht mehr zusammen) und durch Beobachtung der Temperatur oder Unwucht am Rotor ermittelt wird.

Die Rotorblätter einiger Firmen können mit einem Rotorblattenteisungssystem ausgerüstet werden. Dieses soll Eisansatz an Blättern vermindern beziehungsweise das Abtauen beschleunigen. Die Heizung hat eine Leistung im ein- bis zweistelligen Kilowattbereich pro Rotorblatt, was jedoch wenig ist gegenüber der eingespeisten Leistung (mehrere hundert bis einige tausend Kilowatt). Bei einigen Anlagen wird zur Blattheizung die Abluft aus der Gondel (dem Generatorhaus auf dem Turm) durch die Rotorblätter gepumpt, so dass die Abwärme von Generator und Stromwandler genutzt wird.

Maschinenhaus

Maschinenhaus

Im Maschinenhaus, ebenfalls als Gondel bezeichnet, sind der Triebstrang, ein Teil der elektrischen Ausrüstung, die Windrichtungsnachführung, die Rotorkopflagerung sowie Hilfsaurüstung wie z. B. Kühlsysteme, Elektronik usw. untergebracht. Obwohl damit die Montage des Maschinenhauses sowie die Zugänglichkeit und Wartung der Aggregate im Maschinenhaus komplizierter ist als bei anderen Konzepten, hat sich diese Bauweise aufgrund ihrer Vorteile (Kurze mechanische Übertragungswege, geringe dynamische Probleme) als Standardlösung durchgesetzt. Gewöhnlich sind die Triebstrangkomponenten in der Regel hintereinander auf einer tragenden Bodenplatte angeordnet.[34] Auch Öl- und Hydraulikversorgung, Heizung, Datenerfassungs- und Verarbeitungssysteme, Brandmelde- und ggf. Feuerlöschanlagen sind im Maschinenhaus installiert, in vielen Anlagen finden sich auch Kransysteme, mit denen einzelne Systemkomponenten ohne Einsatz eines aufwendigen mobilen Kranes gewartet oder ausgetauscht werden können. Auf dem Maschinenhaus sind in der Regel Umweltsensoren montiert, bei Offshore-Anlagen unter Umständen auch eine Hubschrauberplattform.

Maschinenstrang

Zum mechanischen Triebstrang zählen alle sich drehenden Teile, d. h. Nabe, Rotorwelle und ggf. Getriebe. Lange Zeit wurden vorwiegend Anlagen mit zumeist dreistufigem Getriebe und Asynchrongeneratoren sowie getriebelose Anlagen mit fremderregtem Synchrongenerator verwendet (letztere fast ausschließlich durch das Unternehmen Enercon). Seit Ende der 2000er Jahre ist jedoch eine starke Ausdifferenzierung der Antriebstränge sowie ein Trend zu direktangetriebenen Windkraftanlagen mit Permanentmagnetgenerator zu beobachten.[35] Auch bei Offshore-Anlagen gibt es (Stand 2012) einen Trend zu getriebelosen WKA.[36]

Nabe
Blick auf die Verbindung Rotorblatt – Rotornabe

Obwohl zugleich Teil des Rotors, stellt die Rotornabe die erste Komponente des mechanischen Triebstrangs dar. In Windkraftanlagen mit Pitchregelung, wie sie mittlerweile Standard sind, sind die Komponenten zur Blattverstellung in der Rotornabe untergebracht. Hierzu zählen z. B. die elektrischen oder hydraulischen Stellmotoren, aber ebenso deren Notenergieversorgung, um auch im Falle einer Netzunterbrechung die Anlage sicher bremsen und abschalten zu können. Da die Rotornabe zu den am höchsten belasteten Teilen einer Windkraftanlage zählt, kommt ihrer Fertigung besondere Bedeutung zu. Moderne Rotornaben großer Anlagen bestehen zumeist aus Stahlguss, speziell Kugelgraphitguss, allerdings waren in der Vergangenheit auch Bauformen aus Stahlblech oder Schmiedeteile verbreitet.[37]

Heutzutage kommen bei Serienmaschinen praktisch ausschließlich starre Naben zum Einsatz. Prinzipiell sind jedoch auch weitere Bauformen wie der Schlaggelenkrotor oder die Pendelnabe realisierbar, die die Belastung der Gesamtanlage gegenüber starren Naben reduzieren können. Da diese Naben jedoch aufgrund der größeren Komplexität gerade bei großen Windkraftanlagen höheren Kosten und eine größeren Störanfälligkeit aufweisen, wurden solche Nabenkonzepte bisher nur bei Prototypen und Testmaschinen verwendet. Es wird daher üblicherweise nur zwischen Naben mit fest installierten Rotorblättern und Naben mit Blattverstellmechanismus unterschieden.[38]

Getriebe
Montage eines Triebstranges

Ein Übersetzungsgetriebe dient der Erhöhung der Drehzahl. Je schneller ein Generator läuft, desto kleiner kann er ausgelegt werden. Getriebe sind üblich, aber technisch nicht zwingend notwendig: Getriebelose Designs waren bis etwa 2005 nur wenig verbreitet, seither gewinnen sie Marktanteile. Ursächlich hierfür war übermäßiger Verschleiß aufgrund fehlerhafter Dimensionierung. Laut Hau (2008) sind diese Probleme bei modernen Anlagen weitgehend ausgeräumt.[39]

Üblicherweise sind Windkraftgetriebe mehrstufig gestaltet; die Bandbreite reicht jedoch von einer bis vier Getriebestufen. Während bei kleinen Anlagen bis ca. 100 kW häufig reine Stirnradgetriebe zum Einsatz kommen, werden bei größeren Anlagen aufgrund hoher Lagerreaktionskräfte bei Stirnradgetrieben zumindest für die erste Getriebstufe Planetengetriebe verwendet. Bei Anlagen über 2,5 MW kommt auch bei der zweiten Stufe ein Planetengetriebe zum Einsatz. Diese besitzen üblicherweise drei bis 5 Planeten und damit mehrere Eingriffspunkte, wodurch die einzelnen Komponenten durch die Aufteilung des Drehmomentes entlastet werden und zugleich das Getriebe viel kompakter gebaut werden kann. Auch lässt sich auf diese Weise eine Leistungsverzweigung erreichen.

Die letzte Getriebestufe ist in aller Regel als Stirnradstufe ausgeführt, sodass ein Achsversatz zwischen Eingangs- und Ausgangswelle erreicht wird. So ist mittels einer Hohlwelle eine einfache Durchführung von Energieversorgung und Steuerungskabeln für die in der Nabe befindlichen Pitch-Motoren durch das Getriebe hindurch möglich, ohne dass diese auch durch den Generator geführt werden müssen.[40]

Bremse

Ebenfalls zum Antriebsstrang gehört eine Bremse, deren Art von der Wahl der Rotorblattsteuerung abhängt. 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.

Generator

Für die Umwandlung mechanischer in elektrische Leistung werden Drehstrom-Asynchron- oder -Synchron-Generatoren eingesetzt. Der Generator und ein eventuelles Getriebe werden auf Lebensdauer, Gewicht, Größe, Wartungsaufwand und Kosten optimiert. Die Drehzahl des Generators (und damit des Rotors) kann konstant, zweistufig (für niedrige und hohe Windgeschwindigkeit) oder stufenlos anpassbar sein. Es haben sich einerseits verschiedene Varianten von getriebegekoppelten Asynchrongeneratoren sowie andererseits direkt- sowie fremderregte Synchrongeneratoren durchgesetzt, die sowohl ohne Getriebe direkt angetrieben als auch über ein Getriebe mit der Rotorwelle verbunden sein können.

Asynchrongenerator

Frühe Antriebsstrangkonzepte

Die einfachste Art eines Asynchrongenerators ist ein solcher mit Kurzschlussläufer. Ist er nicht polumschaltbar, kann man ihn direkt am Netz nur mit einer Drehzahl betreiben: bei einer Polpaarzahl von z. B. 2 (d. h. vier Pole) ergibt sich mit der Netzfrequenz von 50 Hertz eine synchrone Drehzahl von 1500/min. Im Generatorbetrieb liegt die Läuferdrehzahl (Drehzahl der Generatorwelle) über der der synchronen Drehzahl (im Motorbetrieb darunter, daher der Name Asynchronmaschine).

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

Anlagen mit Getriebe und doppelt gespeisten Asynchrongenerator

Stattdessen werden (teurere) Konzepte verwendet, die über einen weiten Drehzahlbereich an die Turbine anpassbar sind und so einen hohen Wirkungsgrad zeigen. Das ist bei doppelt gespeisten Asynchronmaschinen mit Schleifringläufer und läuferseitigem Frequenzumrichter der Fall. Die Leistung, die der Frequenzumrichter liefern muss, entspricht im Verhältnis zur Generatorleistung nur der relativen Abweichung der Drehzahl von der Synhrondrehzahl. Ein Getriebe ist weiterhin nötig. Aber obwohl in beiden Fällen der Stator seine Leistung netzsynchron abgibt, lässt sich hier über die Phase der Erregung der Blindleistungsbedarf regeln, womit derartige Antriebsstränge ähnliche Vorteile bieten wie solche mit Synchrongeneratoren und Vollumrichtern.[41]

Synchrongenerator

Direkt angetriebene Anlagen mit Fremderregtem Synchrongenerator

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

Synchrongeneratoren mit Frequenzumrichter erlauben dagegen aufgrund ihrer wesentlich höheren Polpaarzahl von bis zu 36, dass auf ein Vorschaltgetriebe verzichtet werden kann – sie können mit der Drehzahl des Rotors betrieben werden. Vorteile dieses Konzeptes sind eine höhere Zuverlässigkeit und ein geringerer Wartungsaufwand.[42] Allerdings wird dies ebenso mit Nachteilen erkauft: neben höheren Investitionskosten u.a. mit einem vergrößerten Generatordurchmesser (nennleistungsabhängig ungefähr zwischen drei und zwölf Meter, letzterer für Enercon E-112) und einem folglich höheren Generatorgewicht. Auch muss die mit der Drehzahl des Rotors schwankende Frequenz der erzeugten Spannung wie bei allen mit variabler Drehzahl betriebenen Synchrongeneratoren zunächst in Gleichstrom gleichgerichtet und dann mit einem netzgeführten Wechselrichter wieder in einen Wechselstrom umgeformt werden, um mit den gewünschten Werten von Spannung, Frequenz und Phasenwinkel ins Netz zu gelangen. Der Umrichter muss die volle Generatorleistung verarbeiten; durch die Entkoppelung von Generator und Einspeisung erreichen diese Anlagen jedoch eine hohe Effizienz und beim heutigen Stand der Leistungselektronik auch eine gute Netzverträglichkeit.

Anlagen mit permanenterregtem Synchrongenerator

Permanenterregte Generatoren werden in verschiedenen Triebstrangkonzepten eingesetzt. Außer in direktangetriebenen Windkraftanlagen kommen PMGs mittlerweile auch in Getriebeanlagen vor, wobei wieder Bauformen mit schnelllaufenden Generatoren von Bauformen mit mittelschnelllaufenden Generatoren unterschieden werden müssen.[43] Permanentmagnetgeneratoren weisen gegenüber fremderregten Generatoren einige Vorteile auf. Neben einem etwas höherem Wirkungsgrad aufgrund des Wegfalls der Erregerleistung lassen sich durch die höhere Energiedichte auch kompaktere Bauformen des Generators erreichen und somit die Größe und das Gewicht des Maschinenhauses verglichen mit fremderregten Synchrongeneratoren senken. Da die benötigten Permanentmagneten üblicherweise aus Seltenerdmagneten wie Neodym-Eisen-Bor bestehen, sind der höhere Preis und die mit dem Abbau und der Gewinnung von Neodym verbundenen Umweltprobleme nachteilig. Dazu kommt die bei Selbsterregung schlechtere Regelbarkeit der Blindleistung.[44]

Vollhydrostatischer Antriebsstrang

An der RWTH Aachen steht derzeit im Institut für Fluidtechnische Antriebe ein neuer vollhydrostatischer Antriebsstrang für Windkraftanlagen am Prüfstand. Bei diesem Antriebskonzept sind unterschiedlich große Radialkolbenpumpen direkt mit der Rotorwelle verbunden und das große Drehmoment der Rotorblätter wird direkt in hydraulische Energie gewandelt. Volumengeregelte Hydraulikmotoren treiben einen mit konstanter Drehzahl laufenden Synchrongenerator an, sodass keine Frequenzumrichter für die Netzanpassung erforderlich sind. Die Direkteinspeisung über einen mit Netzfrequenz laufenden Synchrongenerator steigert einerseits die Qualität des eingespeisten Stroms durch reine Sinusform, zugleich bietet das Antriebskonzept als Ganzes den Vorteil sehr guter Dämpfungseigenschaften gegenüber hohen Momentenstößen, wie sie durch Windböen verursacht werden, wodurch die Anlagenstruktur geschont wird.[45]

Windrichtungsnachführung

Die 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.

Die elektrische Anbindung der Gondel (Steuersignale und erzeugter Strom an der Turminnenseite nach unten) erfolgt über fest verbundene Kabel; Schleifkontaktringe sind bei den hohen elektrischen Strömen zu wartungsintensiv. Um diese Kabel nicht zu sehr zu verdrehen, ist die Anzahl der Gondelumdrehungen je Richtung auf bis zu fünf (anlagenabhängig) von der Mittelstellung begrenzt. Ein Verwindungszähler kontrolliert diese Position und sorgt bei Bedarf für Entdrillung, wobei sich die Gondel bei stehendem Rotor ein paar Mal um die Hochachse dreht.

Elektrik/Einspeisung

Transformatorhäuschen einer Windkraftanlage (im Vordergrund)

Die elektrische Ausrüstung lässt sich in den Generator, in das System zur Netzeinspeisung und in das Steuer- und Überwachungssystem für den Anlagenbetrieb unterteilen.

Bei den älteren, drehzahlstarren Anlagen ist der Generator, teils mit Zwischentransformator zur Spannungsanpassung, direkt an das öffentliche Stromnetz gekoppelt – er läuft mit Netzfrequenz. Bei einem Asynchrongenerator mit Kurzschlussläufer wird eine Vorrichtung zur Blindleistungskompensation parallel zum Generator geschaltet. Bei modernen Anlagen wird die Generatordrehzahl mittels Wechselstrom-Umrichter von der Netzfrequenz entkoppelt.

Bei beiden Generatorvarianten wird die Spannung zuletzt auf die in den jeweiligen Mittelspannungsnetzen übliche Netznennspannung transformiert. Die Windkraftanlage wird über Leistungsschalter mit dem öffentlichen Stromnetz verbunden, dabei dienen Messwandler zur Ermittlung der übertragenen Leistungen. Anlagen mit einer Spitzenleistung von mehr als 100 kW müssen zur Sicherung der Netzstabilität die Mittelspannungsrichtlinie erfüllen. Nur Kleinanlagen speisen in regionale Niederspannungsnetze ein.

Den oft befürchteten „Stromüberlauf“, also eine Steigerung der Netzfrequenz im Verbundnetz durch ein Leistungsüberangebot, verhindern neuere Anlagen durch Herabregeln des Erntegrades. Diese Anlagen müssen auch in der Lage sein, bei Kurzschlüssen sogenannte Kurzschlussleistung zur Verfügung zu stellen ohne sich unmittelbar vom Netz zu trennen, um die Netzstabilität sichern. Außerdem werden die Netzkapazitäten langsam den neuen Stromanbietern angepasst. Neuere Windparks sind auch in ihrer Gesamtheit regelbar.

Neben der Bereitstellung von negativer Regelleistung durch Drosseln der Leistung sind drehzahlvariable Windkraftanlagen mit Vollumrichter ebenfalls in der Lage, durch Erhöhung der Leistung kurzfristig (d. h. für einige Sekunden) positive Regelleistung ins Netz einzuspeisen. Damit können Windkraftanlagen mit entsprechender Anlagensteuerung sowohl bei Über- als auch bei Unterfrequenz zur Frequenzstabilität des Stromnetzes beitragen. Die hierfür benötigte Energie stammt aus der gespeicherten kinetischen Energie von Rotor und Triebstrang, dessen Drehzahl dabei absinkt.[46]

Ein weiterer wichtiger Teil ist die Sensorik zur Anlagensteuerung und -überwachung. Die Windkraftanlagen 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 Windkraftanlagen 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. Diese koordiniert alle Wartungsarbeiten. Die wichtigsten Kenndaten einer Windkraftanlage können in speziellen Internetangeboten den Eigentümern zur Ansicht gestellt werden. Es gibt auch Systeme, die die Eigentümer zusätzlich beim Anfahren, Abschalten oder bei Störungen per SMS informieren.

Turmvarianten

Leiter im Stahlturm einer Windkraftanlage

Der Turm ist zeitweise hohen Belastungen ausgesetzt, denen er unter allen Betriebsbedingungen sicher widerstehen muss. Größer als das Gewicht von Rotor und Maschinengondel, deren Masse von zusammen bis zu mehreren hundert Tonnen in Verbindung mit Schwingungen an Bedeutung gewinnt, ist in Böen die Windlast, die als überwiegend horizontale Last insbesondere am Turmfuß hohe Biegemomente bewirkt. Je höher der Turm – entscheidender Faktor für den Ertrag der Anlage –, desto breiter der Turmfuß. Die Turmkonstruktion berücksichtigt den Transport zur Baustelle, die Errichtung und möglichst auch den Rückbau; die Berechnung der Türme erfolgt für die vorgesehene Lebensdauer der Anlage. Vorhandene Türme können daher nach Ablauf dieser Lebensdauer in der Regel nicht weiter als Träger für modernere Anlagengenerationen genutzt werden. Mit der Zustandsmessung z. B. zwanzig Jahre alter Türme gibt es kaum Erfahrungen: die heute 20 oder 25 Jahre alten Türme sind meist so niedrig, dass ein Abriss und Neubau (Repowering) attraktiver erscheint als das Ausrüsten eines alten Turmes mit einer neuen Gondel bzw. neuen Flügeln.

Während an Küstenstandorten schon relativ kleine Türme ausreichen, rechnet man im Binnenland mit etwa 0,8 % Mehrertrag pro Meter Höhe. Daher bieten die Hersteller verschiedene Turmhöhen und -varianten für die gleiche Rotorgröße an.

Teile einer Windkraftanlage in einem Binnenschiff
Windkraftanlage mit Gittermast bei Silixen/NRW

Ein hoher Turm wird üblicherweise in einzelnen Teilen aufeinander gesetzt, da er nicht am Stück zur Baustelle zu transportieren ist und zudem zu schwer ist, um in ganzer Länge aufgerichtet zu werden. Die Einzelteile sind dabei so groß wie möglich. Das gilt sowohl für Türme aus Stahlröhren, für Stabwerke aus Stahl (siehe Mastschuss) und für solche aus Holz (siehe unten), denn Montagearbeiten am Boden oder gar im Werk sind schneller und sicherer als mit schwebenden Lasten.

Je größer die Turmhöhe, desto unwirtschaftlicher wird der Einsatz mobiler Krane für das Errichten des Turmes und die Montage von Gondel und Rotor. Obendrehende Turmkrane mit Verankerungen zum wachsenden Turm wiegen weniger, sind über schmalere Zuwege zur Baustelle zu bringen und finden dort auf dem Fundament des Turmes Platz und Halt, ein Vorteil insbesondere in Waldgebieten.[47]

Stahlrohrtürme bestehen meist aus zwei bis vier Teilen, die mit Flanschverbindungen verschraubt werden. Die Wandstärken betragen 20 bis 60 Millimeter. Nicht zu große Rohrstücke, bis zu einer Breite von 4,3 m, können im Werk gefertigt und dann über die Straße transportiert werden. Für große Türme müssten die unteren Stücke vor Ort aus zwei oder drei Segmenten zusammengeschweißt oder -geschraubt werden, was recht teuer ist.

Deshalb besteht zumindest der untere Teil hoher Türme oft aus Beton, entweder wie das Fundament aus Ortbeton, oder, was die übliche Bauweise darstellt, aus Fertigteilen, die vor Ort preiswert und schnell zu Ringen verbunden werden können.[48] Die Ringe, die je nach Position im Turm aus ein bis drei Kreissegementen zusammengesetzt und jeweils knapp vier Meter hoch sind, werden dann bis zum Übergang zum Stahlteil übereinander geschichtet, wobei sich der Turm mit zunehmender Höhe verjüngt. In jedem Fall ist ein Betonturm mit Spanngliedern vorzuspannen. Diese können in Hüllrohren im Innern der Betonschale verlaufen oder auf der Innenseite der Wandung. Letzteres hat den Vorteil der Zugänglichkeit zwecks Kontrolle oder gar Austausch und erleichtert den Rückbau des Turmes.[47] Bei den Hybridtürmen leitet ein Zwischenstück die Zug- und Druckkräfte aus dem oberen Stahlabschnitt des Turmes an die Spannglieder bzw. an den Beton weiter.[47]

Eine weitere Turmvariante ist der Gittermast. Aufgrund seines geringen Materialbedarfs wurde er v.a. bei frühen dänischen Anlagen häufig verwendet. Vorteilhaft ist ebenfalls die höhere Eigendämpfung als bei Stahlrohrtürmen. Allerdings ist die Fertigung durch schlechtere Möglichkeiten zur Automatisierung deutlich aufwändiger, wodurch der Lohnkostenanteil von Gittermasttürmen vergleichsweise hoch ist. Deswegen sind Gittermasttürme heute v.a. in Staaten mit niedrigen Lohnkosten verbreitet.[49]

Auch die Verwendung abgespannter Masten ist möglich. In beiden Fällen ist die Gefährdung von Vögeln (Vogelschlag) gegeben. Bei Anlagen in Wäldern ist eine Abspannung bis in Höhe der Baumwipfel unkritisch, und Tragwerke aus Holz wären besser sichtbar.

Geschlossene Türme aus Holz sind (Stand 2010) möglicherweise vorteilhafter als Tragwerke. Die Kräfte zwischen den Teilen treten nicht punktuell an den Knoten auf, sondern lassen sich auf die Kanten der Fertigteile verteilen.[50][51][52] Diese sollen verglichen mit herkömmlichen Turmkonstruktionen niedrigere Kosten sowie eine bessere Umweltbilanz aufweisen. Durch größere Nabenhöhen würden sie zudem eine Ertragssteigerung der Turbinen ermöglichen und wären – professioneller Witterungsschutz vorausgesetzt – möglicherweise langlebiger als Stahltürme, da Holz keine Materialermüdung infolge von Lastwechseln zeige.

Ein erster Prototyp wurde im Oktober 2012 in Hannover-Marienwerder errichtet und im Dezember 2012 in Betrieb genommen. Zum Einsatz kam eine 1,5-MW-Anlage des Herstellers Vensys auf einem 100-Meter hohen Holzturm der Timbertower GmbH. Der Holzturm besteht aus 28 Stockwerken und besitzt eine stabile achteckige Außenwand von ca. 30 cm Wandstärke aus Sperrholz. Es wurden etwa 1000 Bäume gefällt, um diesen Turm zu produzieren (ca. 400 m³ Holz = ca. 200 t). Maschinenhaus und Rotor der Windkraftanlage lasten mit einem Gewicht von ca. 100 t auf dem Turm. Zur Ableitung von Blitzen ragen ca. 70 Drahtspitzen aus der Turmwand hervor. Eine UV-stabile PVC-Folie bildet die schützende Außenhaut des Turmes.[53][54]

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 eine Materialwinde zum Transport von Ersatzteilen.

Fundamentvarianten

Bewehrung eines Fundamentes einer WEA bei Schonungen
Tripoden von Offshore-Windkraftanlagen im Hafen von Bremerhaven

Die Windkraftanlage muss sicher im Boden verankert werden. An Land wird aus Kostengründen am häufigsten eine Flachgründung gewählt. Am Anlagenstandort wird auf einer Sauberkeitsschicht eine kreisförmige oder auch eine vier- oder mehreckige Fundamentplatte bewehrt, geschalt und dann mit Beton gegossen. Die Platte befindet sich in der Regel unter einer Erddeckschicht unterhalb der Geländeoberkante. Bei inhomogenen Bodenverhältnissen kann vor dem Fundamentbau ein Bodenaustausch zur Verbesserung der Tragfähigkeit notwendig sein. Stehen in der Gründungsebene nur sehr weiche Böden an, dann werden Pfähle in tragfähigere Schichten gebohrt oder gerammt und deren gekappte Köpfe mit der Fundamentbewehrung verflochten (Pfahlgründung oder Tiefgründung). Da die Pfähle Druck- und Zugkräfte abtragen können, sind Pfahlkopf-Fundamente in der Regel kleiner als Flachgründungs-Fundamente. Negativ sind allerdings die gegenüber einem Standard-Flachfundament deutlich höheren Kosten.[55]

Für die Gründung von Anlagen in Offshore-Windparks gibt es verschiedene Verfahren. So kann die Windkraftanlage auf einen dreibeinigen Fuß (Tripod), auf ein Bucket-Fundament oder auf einen einzelnen Mast (Monopile) gestellt werden. Ebenfalls ist die Verwendung von Schwergewichtsgründungen möglich, bei denen beispielsweise Betongewichte auf dem Seeboden abgelegt werden. Diese sind so schwer und stabil, dass sie die Kräfte, die auf eine Windkraftanlage einwirken, ohne weitere Verankerungen am Seeboden aufnehmen können.

Es gibt Konzepte, eine Windkraftanlage auf Schwimmkörper zu stellen und nur diese über Stahlseile am Meeresboden zu verankern. Eine solche schwimmende Windkraftanlage könnte an in bisher nicht nutzbaren Standorten in tieferen Gewässern aufgestellt werden.

Sonderausstattungen

Bei einer versicherten Windkraftanlage ist in der Regel eine Feuerlöschanlage vorhanden, um Brände in der Mechanik und Elektronik bekämpfen zu können.

Es gibt Windkraftanlagen mit Aussichtsplattform. Beispielsweise steht im Windpark Holtriem bei Westerholt eine Windkraftanlage vom Typ E-66, die mit einer Aussichtsplattform ausgerüstet ist. Über eine Innenwendeltreppe mit 297 Stufen gelangen die Besucher zum verglasten Aussichtsrondell in 65 Meter Höhe unter dem Maschinenhaus. Weitere baugleiche Windkraftanlagen dieser Art stehen bei Aachen, nahe der Messe Hannover, in Österreich und in Großbritannien bei Swaffham (Norfolk).

Manche Windkraftanlagen dienen auch als Standort für Sendeantennen von Funkdiensten mit kleiner Leistung im Ultrakurzwellen-Bereich wie dem Mobilfunk.

An vereisungsgefährdeten Standorten werden die Anlagen mit entsprechenden Instrumenten, Sensoren und Heizungen versehen. Vereisungsgefahr beeinflusst die Auslegung, Wirtschaftlichkeit und Sicherheit der Anlage.

Offshore-Ausrüstung

Windkraftanlagen im Offshore-Windpark Barrow

Windkraftanlagen auf dem offenen Meer sind, wie alle Offshore-Installationen, durch die aggressive, salzhaltige Meeresluft stark korrosionsgefährdet. Es werden daher zusätzliche Schutzmaßnahmen ergriffen. Dazu zählt unter anderem die Verwendung meerwasserbeständiger Werkstoffe, die Verbesserung des Korrosionsschutzes, die vollständige Kapselung bestimmter Baugruppen sowie die Verwendung von mit Überdruckbelüftung ausgestatteten Maschinenhäusern und Türmen.[56]

Zum Aufbau, beim Austausch von Komponenten und bei der Wartung vor Ort muss auf die Offshore-Bedingungen Rücksicht genommen werden. So wird die Anlage auf durchschnittlich höhere Windgeschwindigkeiten (andere Windklasse) ausgelegt, was z. B. eine entsprechende Konstruktion des Rotors und seine Abstimmung auf den Generator notwendig macht. Ein weiteres Standortproblem sind die Schwingungen, zu denen eine Windkraftanlage durch die See angeregt werden kann. Unter ungünstigen Bedingungen können sie selbstverstärkend wirken, so dass ihr Auftreten ebenfalls in der Konstruktion und Betriebsführung berücksichtigt werden muss.

Wo wie in Deutschland die meisten Offshore-Windparks nicht in der Nähe der Küste, sondern in der Regel in der Ausschließlichen Wirtschaftszone in relativ großer Küstenentfernung in tiefem Wasser geplant werden (siehe auch Seerecht), muss besondere Rücksicht auf den Zugang zu den Anlagen gelegt werden. Einige Konzepte sehen dabei auch Hubschrauberplattformen vor. Auch der Transport der erzeugten elektrischen Energie bis zum Einspeisepunkt an der Küste bedarf besonderer Maßnahmen. Es werden Hochspannungsleitungen als Seekabel verlegt, wobei bei größeren Entfernungen zum Einspeisepunkt vor allem die Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragung in Form von Offshore-HGÜ-Systemen zum Einsatz kommt.

Regelung und Betriebsführung

Für die Regelung der Anlagen existieren verschiedene Konzepte, die sich zum Teil auch auf die Anlagenkonstruktion und deren Bestandteile auswirken. Die technische Verfügbarkeit von Windkraftanlagen liegt bereits seit einigen Jahren im Bereich von 98 % und darüber und damit auch im Vergleich zu anderen Kraftwerken auf sehr hohem Niveau.[57]

Anlauf- und Abschaltwindgeschwindigkeit

Typische Kennlinie einer Windkraftanlage

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

Ist die Windgeschwindigkeit für einen wirtschaftlichen Betrieb zu gering, wird die Anlage in Leerlauf- bzw. Trudelzustand versetzt. Dabei werden bei Anlagen mit Pitchregelung die Blätter in Segelstellung gedreht, Anlagen mit Stallregelung als Ganzes (Rotor mit Gondel) 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 Steuerelektronik 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 oder bremsen) zu gewährleisten.

Bei einer Einschaltwindgeschwindigkeit von typisch 3-4 m/s (Windstärke 2–3 Bft) schaltet die Steuerung die Windkraftanlage ein, da erst dann nennenswerte Energiemengen in das Stromnetz abgegeben werden können. Im normalen Betrieb wird die Anlage dann entsprechend den konstruktiv festgelegten Drehzahlregelkonzepten (siehe folgende Absätze) betrieben.

Bandbreite typischer Kenndaten von Windkraftanlagen[58]
Anlaufwindgeschwindigkeit 2,5 - 4,5 m/s
Auslegungswindgeschwindigkeit
(Nur für ältere drehzahlstarre
Anlagen von Bedeutung)
6 - 10 m/s
Nennwindgeschwindigkeit 10 - 16 m/s
Abschaltwindgeschwindigkeit 20 - 34 m/s
Überlebenswindgeschwindigkeit 50 - 70 m/s

Ältere Anlagen wurden bei großen Windgeschwindigkeiten gänzlich abgeschaltet, um Schäden durch mechanische Überbelastung zu vermeiden. Pitch-geregelte Anlagen drehten ihre Blätter in Segelstellung und gingen in den Trudelbetrieb, stallgeregelte Anlagen wurden aus dem Wind gedreht und durch die Bremse festgesetzt. Typische Abschaltgeschwindigkeiten lagen zwar um 20-25 m/s, aber bereits bei deutlich geringeren Windgeschwindigkeiten (14 bis 20 m/s, 7-8 Bft) bewirkten Böen häufiges Abschalten,[59] mit spürbarem Produktionsausfall und Netzschwankungen als Folgen.

Mittlerweile sind viele pitch-geregelte Anlagen mit einer Sturmregelung aus- oder nachgerüstet worden, die einen oberen Teillastbereich realisiert. Bei Böen und im Sturm vermindert sie durch weiteres Pitchen der Rotorblätter kontinuierlich die Drehzahl, die bis herab zur Schnelllaufzahl 1 einen starken Einfluss auf Anströmungsgeschwindigkeit, Auftrieb und Belastung der Blätter hat. Das Drehmoment sinkt dabei aber kaum, denn mit steigendem Blattwinkel wirkt ein größerer Teil des Auftriebs in Drehrichtung. Damit bleibt die Leistung teilweise erhalten und steigt schneller als bei völligem Abschalten wieder an, wenn die Bö nachlässt.[60][61] Ein Abschalten ist bei derartigen Anlagen somit nur noch bei sehr hohen Windgeschwindigkeiten im Bereich von über 30-35 m/s notwendig, wie sie nur sehr selten vorkommen.

Begutachtung eines Rotorblattes und des Turmes einer Windkraftanlage

Von zu hohen oder zu niedrigen Windgeschwindigkeiten abgesehen können noch weitere Gründe dazu führen, dass eine Windkraftanlage vom Netz genommen werden muss. Dazu zählen:

  • Fehlfunktionen und technische Defekte
  • Wartungs- und Reparaturarbeiten an der Windkraftanlage oder im Verteilernetz
  • Schattenwurf
  • Vereisung
  • (Temporär) fehlende Aufnahmefähigkeit des Verteilernetzes.

Drehzahlregelung

Eine Windkraftanlage arbeitet optimal, wenn die Rotordrehzahl auf die Windgeschwindigkeit abgestimmt ist. Dabei muss auf die Kombination der Regelkonzepte für Rotor (Stall, aktiver Stall oder Pitch) und Generator (drehzahlkonstant, zweistufig oder variabel) Rücksicht genommen werden.

Regelkonzepte

Beim nicht verstellbaren Rotorblatt wird mit „passiver Stallregelung“ oberhalb der Wind-Nenngeschwindigkeit durch Strömungsabriss die Drehzahl begrenzt. „Stallregelung“ bedeutet, dass die Rotorblätter bis weit über dem Anstellwinkel für Maximalauftrieb (Anstellwinkel ca. +15°) betrieben werden (siehe Flügelprofil). Diese „Regelung“ wird wegen ihrer großen Nachteile bei Windkraftanlagen (WKA) über 500 kW Leistung nicht mehr verwendet. Mit der ebenfalls nicht mehr aktuellen „aktiven Stallregelung“ (verstellbare Rotorblätter) konnte die Drehzahl besser konstant gehalten werden. Heute wird praktisch nur noch die aktive Pitchregelung eingesetzt. Dies bedeutet, dass die Rotorblätter nur noch im Anstellwinkelbereich von Nullauftrieb bis Maximalauftrieb gesteuert werden (Anstellwinkel ca. –5° bis +15°). Aktive Stellmotoren ändern den Anstellwinkel des Rotorblattes in Abhängigkeit von Windgeschwindigkeit und Generatorlast. Der Generator bringt ein Gegenmoment zum Rotor auf. Bei mehr Einspeisung ins Netz, bremst er mehr.

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

Drehzahlvariable pitchgeregelte Anlagen

Moderne drehzahlvariable Anlage während der Errichtung. Sehr gut zu erkennen der Verstellmechanismus der Rotorblätter.

Drehzahlvariable, pitchgeregelte Anlagen stellen heute den Stand der Technik im Windkraftanlagenbau dar.

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

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

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

Netzsynchrone Anlagen mit Stallregelung

Frühe Anlage des Dänischen Konzeptes

Dieser Anlagentyp wurde auch als „Dänisches Konzept“ bekannt und kam bis in die 1990er Jahre im Windkraftanlagenbau bis zu einer Nennleistung von etwa 500 Kilowatt zum Einsatz. Er besteht aus einem Dreiblattrotor mit nicht verstellbaren Rotorblättern, dessen Drehzahl über das Getriebe mit der des Generators im festen Verhältnis gekoppelt ist. Der Generator läuft netzsynchron, der Rotor also mit konstanter Drehzahl. Daher steigt mit der Windgeschwindigkeit der Anströmwinkel der Blätter und damit der Auftrieb. Ein zunehmender Anteil des Auftriebs wird als Vortrieb wirksam, sodass Drehmoment und Leistung grob genähert quadratisch mit der Windgeschwindigkeit ansteigen. Stallregelung bedeutet nun, dass die Anlagen so ausgelegt waren, dass vor Erreichen des maximalen Drehmomentes des Generators der Anströmwinkel so groß wird, dass die Strömung abreißt. Dies brachte jedoch starke Geräuschentwicklungen mit sich.

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 Windkraftanlage 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 durch drehzahlvariable Anlagen mit einem Wechselrichter behoben 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. Aus Sicherheitsgründen ist zumeist auch eine aerodynamische Bremse, häufig eine so genannte Blattspitzenbremse installiert. Kommt es zu Überdrehzahlen des Rotors, wird das Ende des Rotorblattes durch die Fliehkraft auf einer schneckenförmigen Welle aus dem Blatt herausgezogen und dabei quer zur Anströmung gestellt, wodurch ein Strömungsabriss ausgelöst wird.[62]

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

Netzsynchrone Anlagen mit aktiver Stallregelung

Windkraftanlagen mit aktiver Stallregelung sind der Versuch, das Konzept der Stallregelung und des netzsynchronen Betriebs ohne teureren Gleich- und Wechselrichter auch auf 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 mit passiver Stallregelung ausgeglichen werden. Die Blattverstellung arbeitet entgegengesetzt der Pitchregelung und erhöht den Anstellwinkel immer weiter, bis es zum Strömungsabriss kommt. Im Sturmfall können die Blätter mit der Hinterkante nach vorn gedreht werden. Die Anlage muss dann nicht aus dem Wind geschwenkt werden.

Eigenbedarf

Für Steuerung und Regelung benötigen Windkraftanlagen wie auch andere Kraftwerkstypen elektrische Energie, den sog. Kraftwerkseigenbedarf. Bei Windkraftanlagen liegt dieser Eigenbedarf im Bereich von 0,35-0,5 % der produzierten elektrischen Energie.[63][64] Bei zwei in Eberschwang errichteten 500-kW-Anlagen des Typs Enercon E-40/5.40 wurde bei einer gemeinsamen Jahresproduktion von rund 1,45 Mio. kWh ein Eigenbedarf von zusammen 8.000 kWh ermittelt.[65] Damit liegt der Eigenbedarf von Windkraftanlagen verglichen mit konventionellen Wärmekraftwerken um mehr als Faktor 10 geringer.[66]

Lebensdauer

Traditionell sind die meisten Windkraftanlagen für eine Auslegungslebensdauer von 20 Jahren konzipiert. Dies entspricht den von der IEC und dem DIBt als Untergrenze für die Zertifizierung von Windkraftanlagen festgelegten Normen.[67] Seit den 2010er Jahren ist bei neuen Anlagentypen ein Trend zu längeren Betriebszeiträumen festzustellen. Mehrere Hersteller gingen dazu über, ihre Anlagen für 25 Jahre Betrieb auszulegen; im Dezember 2014 kündigte schließlich Enercon eine neue Produktplattform mit einer Betriebsdauer von 30 Jahren an.[68] Ist die Auslegungslebensdauer abgelaufen, müssen die Anlagen entweder zurückgebaut oder repowert werden. Beim Repowering werden mehrere kleine Altanlagen durch größere und moderne Neuanlagen ersetzt. Infolge technischen Fortschritts sind neue Anlagen leiser und effizienter, zugleich ermöglichen sie höhere Erträge bei spezifisch geringeren Wartungskosten und einer Entlastung des Landschaftsbildes durch weniger große statt einer Vielzahl kleiner Anlagen. Sinnvoll ist ein Repowering zumeist erst nach einem Betriebszeitraum von ca. 20 Jahren, im Einzelfall jedoch auch schon erheblich früher.[69]

Auch ein Weiterbetrieb von Windkraftanlagen über die ursprünglich zertifizierte Auslegungslebensdauer ist möglich, sofern der Nachweis der Betriebssicherheit durch unabhängige Gutachter erbracht werden kann. In Deutschland sind die hierfür vom Betreiber zu erfüllenden Kriterien in der "Richtlinie für den Weiterbetrieb von Windenergieanlagen" festgeschrieben.[70] Von mehreren Herstellern werden Turbinenupgrades angeboten, um den technischen Weiterbetrieb von Anlagen zu vereinfachen oder überhaupt erst zu ermöglichen. In der Verlängerung der Betriebszeit - sowohl der Auslegungslebensdauer als auch dem Weiterbetrieb über die ursprünglich geplante Lebensdauer hinaus - wird großes Potential zur Senkung der Stromgestehungskosten der Windenergie gesehen.[71][68]

Auswirkungen auf die Umwelt

Wie auch andere Bauwerke und Anlagen zur Energieerzeugung stehen Windkraftanlagen in Wechselwirkungen mit der Umwelt. Dazu gehören Auswirkungen auf die Tierwelt, Schallemission, Schattenwurf oder Beeinflussung des Landschaftsbildes.

Landschaftsbild

Bei der ästhetischen Bewertung von Windkraftanlagen spielen subjektives Empfinden, Gewöhnung und gesellschaftliche Einstellungen, insbesondere Landschaftsideale, eine wichtige Rolle. Die landschaftsästhetische Bewertung von Windenergieanlagen ist äußerst kontrovers: Manche sehen in ihnen eine Bereicherung des Landschaftsbildes, andere eine Beeinträchtigung, insbesondere der Eigenart und Natürlichkeit von Landschaften.[72] Wegen der zumeist hellen, schlank aufragenden Türme der Windkraftanlagen wird (von Kritikern) auch von Verspargelung[73] der Landschaft gesprochen, wegen des technisch-industriellen Charakters von Windkraftanlagen von einer Industrialisierung der Landschaft gesprochen.

Vogel- und Fledermausschlag

Vögel

Vogelschlag in den Vereinigten Staaten pro Jahr
Ursache geschätzte
Sterblichkeit
(in Millionen)
geschätzte
Todesfälle
(je GWh Strom)
Windenergieanlagen[74][75] 0.02 – 0.44 0.269
Kernkraftwerke[74] 0.33 0.416
fossile Kraftwerke[74] 14 5.18
Freileitungen[74] 175

Schon Anfang der 1980er-Jahre wurde bei der deutschen Versuchsanlage Growian darüber diskutiert, ob vermehrt Vögel an schnell rotierenden Flügeln zu Schaden kommen könnten. Der Vorwurf des Vogelschlags wird heute neben einigen Naturschutzverbänden vor allem von Skeptikern des Klimawandels wie z.B. dem Verein EIKE erhoben. Während grundsätzlich unstrittig ist, dass Vögel von Windkraftanlagen getötet werden, ist das Ausmaß des Vogelschlags umstritten. Sovacool kam in einer 2013 publizierten Metastudie nach Auswertung von mehreren Hundert anderen Untersuchungen zu dem Ergebnis, dass von Windkraftanlagen verglichen mit anderen Energiegewinnungsformen, speziell fossilen Kraftwerken, deutlich geringere Gefahren für die Vogelwelt ausgehen. Demnach sind Windkraftanlagen für ca. 0,27 getötete Vögel pro GWh elektrischer Energie verantwortlich, während Kohlekraftwerke u.a. durch Bergbau und Schadstoffemissionen mit 5,2 Vögel pro GWh mehr als 10 mal mehr Vögel töten.[74]

Nach einer Studie des NABU von 2005 starben in Deutschland etwa 0,5 Vögel pro Anlage und Jahr durch Kollision mit einer Windkraftanlage, bei damals etwa 2000 Anlagen also etwa eintausend Vögel. Der NABU wertete 127 internationale Studien aus und kam zum Schluss, dass die meisten in Deutschland vorkommenden Vogelarten nicht gefährdet seien. Nur im Hinblick auf den Rotmilan und den Seeadler bestehe eine Problematik.[76][77][78] Zu einer ähnlichen Aussage kamen US-Wissenschaftler, die in der Zeitschrift Nature (Ausgabe Mai 2007) schrieben, dass die Zahl getöteter Vögel durch Windkraftanlagen im Allgemeinen vernachlässigbar sei. So würden Windkraftanlagen nur einige Tausend Vögel töten. Allerdings bestehe für einige Greifvögel-Populationen in kritischen Durchzugsgebieten signifikante Gefahr.[79] Daraufhin wurden auf dem Altamont Pass (Kalifornien, einer der ersten und größten Windparks der USA) alte schnelldrehende Anlagen an kritischen Standorten abgebaut, um diese an anderen Standorten durch eine kleinere Zahl größerer Anlagen zu ersetzen. Große Anlagen mit ihren niedrigeren Drehzahlen sind für die Tiere besser kalkulierbar.[80]

Eine 2004 durchgeführte Studie im Auftrag des Amtes der Niederösterreichischen Landesregierung zum Thema Vogelschlag, Meideverhalten und Habitatnutzung kam jedoch zu einer durchschnittlichen Kollisionsrate von 7,06 Vögel und 5,33 Fledermäuse pro Windkraftanlage und Jahr.[81][82] Gemäß dem „Artenhilfskonzept Rotmilan“, das im Auftrag mehrerer Bundesländer erstellt wurde, ist der Bestand des geschützten Rotmilans seit Ende der 90er Jahre stabil. Den etwa 30.000 in Deutschland reproduzierten Rotmilanjungen stehen circa 20 Todfunde unter WEA pro Jahr gegenüber.[83]

In 140 Windparks in Nordspanien mit zusammen 4.083 Windkraftanlagen wurden im Zeitraum von 2000 bis 2006 732 getötete Gänsegeier gefunden. Die meisten Windparks waren dabei nicht bis kaum am Vogelschlag beteiligt, nur wenige Windparks in kritischen Gebieten konnten verantwortlich gemacht werden. Bezogen auf die Gänsegeierpopulation in Spanien betrug der nachgewiesene Beitrag dieser Windparks zur Mortalität weniger als 0,3 % pro Jahr.[84]

Fledermäuse

Auch Fledermäuse können an Windkraftanlagen verunglücken. Zunächst wurde dieses Phänomen in den Vereinigten Staaten sowie in Australien beobachtet. Später liefen auch in Europa einige Untersuchungen, um Umfang und Hintergründe zu ermitteln. 2011 erschien eine umfangreiche deutsche Studie zum Thema 'Fledermäuse und Windkraft'.[85] In Deutschland sind Fledermäuse nach dem Bundesnaturschutzgesetz „streng geschützte“ Tiere. Der Autor einer Studie[86] schätzt, dass in Deutschland jedes Jahr mehr als 200.000 Fledermäuse durch Windkraftanlagen sterben.[87]

In Deutschland fand man bis November 2005 13 verunglückte Fledermausarten an den Anlagen. Betroffen sind vor allem Arten, die im freien Luftraum jagen oder über große Strecken ziehen, wie der Große Abendsegler, die Breitflügelfledermaus, der Kleine Abendsegler oder die Zweifarbfledermaus. Einige Standorte, etwa im Wald oder in dessen Nähe, gelten als besonders schlagträchtig. Während der Zugzeit im August und September kommt es vermehrt zu Kollisionen, auch bestimmte Witterungsbedingungen – Temperatur, Windgeschwindigkeit – begünstigen den Fledermausschlag.

Um Kollisionen mit Fledermäusen zu vermeiden, können verschiedene Strategien verfolgt werden. Dazu zählen der Verzicht auf besonders gefahrenträchtige Standorte oder auch das Abschalten der Anlagen zu bestimmten Jahreszeiten oder in den Abendstunden bei niedriger Windgeschwindigkeit. Untersuchungen ergaben 2008, dass kein direkter Kontakt zwischen Fledermaus und Windkraftanlage als Todesursache notwendig ist, sondern viele Tiere ein Barotrauma erleiden, das durch Druckunterschiede, vor allem an den Rotorblattenden, ausgelöst wird.[88][89]

Eine britische Studie aus dem Jahr 2010 legt nahe, dass das helle Grau, mit dem Windkraftanlagen üblicherweise gestrichen werden, auf Fluginsekten anziehend wirkt. Forscher an der Loughborough University haben experimentell ermittelt, dass beispielsweise ein violetter Anstrich weniger Insekten anlockt. Insektenfresser wie Vögel oder Fledermäuse würden durch diese Maßnahme weniger Beute finden und damit auch weniger angezogen werden, was einem passiven Schutz vor den Rotorblättern gleichkommt.[90][91]

Besonders gefährlich sind Windräder für Fledermausweibchen und -junge.[92]

Landschaftsverbrauch

Der Flächenbedarf von Windkraftanlagen ist gering, die Flächenversiegelung sowohl im Vergleich mit anderen regenerativen als auch mit fossilen Erzeugungsarten sehr gering.[93] Der überwiegende Anteil heute installierter Windkraftanlagen befindet sich auf landwirtschaftlich genutzten Flächen, die fast ohne Einschränkung weitergenutzt werden können. Direkt benötigt werden nur die Standfläche der Windkraftanlage und ein Zuweg für die Montage und Wartung. Dauerhaft muss für eine aktuelle Windkraftanlage der Drei-Megawatt-Klasse eine befestigte aber unversiegelte Fläche von etwa 50 x 50 Metern für die Wartung frei und zugänglich bleiben. Zudem ist in einem gewissen Umkreis manch alternative Flächennutzung ausgeschlossen. Das BImSchG verlangt zwar keinen Meterabstand, aber einen Schallabstand: Nachts dürfen an der nächsten belebten Hauswand nicht mehr als 40 dB(A) erreicht werden. Dadurch kann die gemeindliche Entwicklung (Ausweisung neuer Wohn- und Gewerbegebiete) durch eine Windkraftanlage negativ beeinflusst werden, da genehmigte Anlagen Bestandsschutz genießen. Man kann den Anlagen einen Teil der Hochspannungstrassen (für den Transport der elektrischen Energie) zurechnen; man kann aber auch – im Sinne einer Teilkostenrechnung – argumentieren, dass nur Hochspannungsstrecken, die speziell wegen Windkraftnutzung zusätzlich gebaut wurden, betrachtet werden.

In Deutschland wird dieses Problem mit einem Flächennutzungsplan und in Österreich mit einem Flächenwidmungsplan angegangen, so dass auch ein „Wildwuchs“ von Einzelanlagen vermieden wird. Wurden in einem Flächennutzungsplan so genannte Vorrangflächen für die Windenergie festgelegt, so ist die Errichtung an einem anderen Standort innerhalb der Gemeinde oder des Kreises unzulässig.

Auswirkungen bei Standorten im Meer

Windkraftanlagen vor der walisischen Küste

Um die erheblich stärkeren Winde auf See nutzen zu können, werden in Europa Offshore-Windparks geplant und gebaut. Deutschland, Dänemark, Schweden und Großbritannien haben bereits zahlreiche nahe der Küste liegende („Nearshore“) Windparks errichtet. Befürchtet werden beispielsweise Kollisionen mit vom Kurs abgekommenen Schiffen und eine Beeinträchtigung der Meeresökologie (vornehmlich durch Geräuschentwicklung unter Wasser während des Fundamentbaus). Unsicher sind die Auswirkungen von Offshore-Windparks auf Meeressäuger wie Delfine und Schweinswale. Mögliche Naturschutzbedenken werden bei den Standortplanungen der Parks berücksichtigt. Die Verlegung von Kabeln von den Offshore-Windparks zum Land könnte zu Baumaßnahmen im Wattenmeer führen, das in Deutschland fast komplett als Biosphärenreservat und Nationalpark (wichtiges Gesetz hier: Eingriffsregelung) ausgewiesen ist. Die konkreten Auswirkungen auf die Meeresökologie sind noch unklar und derzeit Gegenstand der Forschung.

Bei einer Untersuchung des Offshore-Windparks Egmond aan Zee kamen niederländische Wissenschaftler zu dem Ergebnis, dass sich der fertig errichtete Windpark weitgehend positiv auf die Tierwelt auswirkt. Die Biodiversität innerhalb des Windparks sei größer als in der Nordsee, auch könnten Meerestiere in dem Windpark Ruhestätten und Schutz finden. Negative Auswirkungen gab es dagegen nur während des Baus, außerdem würden einige auf Sicht jagende Vögel den Windpark meiden, andere Vogelarten jedoch fühlten sich durch den Windpark nicht gestört.[94]

Es kann sein, dass der geringe negative Einfluss auf Nord- und Ostsee damit zu tun hat, dass diese ohnehin sehr stark durch Eingriffe des Menschen belastet sind. Eine Bewertung der verschiedenen Studien auf andere – auch gesündere – Meeresbiotope kann zu diesem frühen Zeitpunkt nicht vorgenommen werden.

Verwendung von Seltenerdmagneten

Nach Schätzungen aus dem Jahr 2011[95] werden bei rund einem Sechstel der Windkraftanlagen, vorwiegend bei kleineren und mittleren Leistungen, Generatoren mit Permanentmagneten aus Neodym-Eisen-Bor (Nd2Fe14B) eingesetzt. Dieser Magnetwerkstoff ermöglicht die Herstellung starker Dauermagnete für die permanente magnetische Erregung in Generatoren dieses Leistungsbereichs. Dadurch entfällt die sonst notwendige elektrische Erregung mittels Erregerstrom, solche permanenterregten Generatoren eignen sich auch gut für Direktantriebe.[96] Das zu den Seltenen Erden gehörige Element Neodym wird zu 97 % in China unter erheblichen Belastungen für die Umwelt und die Gesundheit der Anwohner abgebaut und aufbereitet.[97][98][99] Im Jahr 2006 wurden 55 % des gewonnenen Neodyms für den Bau von Windrädern verwendet. Natürliches Neodym tritt gebunden mit anderen Lanthanoiden und mit radioaktivem Uran und Thorium auf, weshalb bei der Trennung vom geförderten Gestein und bei der Anreicherung durch Flotation giftige und radioaktive Abfälle entstehen. Dadurch entstehen in der Nähe der Abbaugebiete in China große Auffangseen und Abraumhalden, wodurch das Grundwasser und die Luft kontamiert werden können, z. B. im Gebiet der offiziellen Minen in Bayan Obo und Baotou, sowie in ca. 4.000 illegalen Abbaustätten in der Umgebung von Ganzhou.[100]

Einige Hersteller, wie zum Beispiel Senvion und Enercon weisen ausdrücklich darauf hin, dass in ihren Generatoren kein Neodym eingesetzt wird.[101] Andere Hersteller wie Vestas und GE, die in ihren Anlagen zuvor Neodym-Eisen-Bor-Permanentmagnete einsetzten, kündigten 2013 bei neu entwickelten Anlagentypen die Rückkehr hin zu den doppelt-gespeisten Asynchrongenerator ohne Permanenterregung an.[102][103]

Auswirkungen auf die Gesellschaft

Gesellschaftliche Akzeptanz

Anti-WKA-Plakat im Sauerland

In den EU-Staaten herrscht Umfragen zufolge generell eine hohe Zustimmung zum Ausbau der Erneuerbaren Energien.[104] Eine 2011 in insgesamt 24 Ländern weltweit durchgeführte Umfrage ergab, dass 93 % der Befragten den Ausbau von Windkraftanlagen befürworteten.[105] Auch in Deutschland herrscht in der Bevölkerung ein weitgehender Konsens, dass den Erneuerbare Energien in einem zukünftigen Energiesystem die tragende Rolle zukommen soll.[106] Die dritte jährliche Forsa-Umfrage zur Akzeptanz der Erneuerbaren Energien in Deutschland wurde 2009 durchgeführt. Sie war repräsentativ und ergab unter anderem:

  • die Akzeptanz von Windenergieanlagen ist auch in der eigenen Nachbarschaft hoch
  • je mehr Erfahrungen die Bevölkerung bereits mit Windkraftanlagen gesammelt hat, desto höher ist die Akzeptanz für neue Anlagen
  • wer erneuerbare Energien bereits aus der eigenen Umgebung kennt, bewertet sie überdurchschnittlich gut: 55 Prozent der Gesamtbevölkerung stehen Windkraftanlagen positiv gegenüber; in der Gruppe, die Windräder in der Nachbarschaft haben, liegt die Zustimmung bei 74 Prozent[107]

Diese Ergebnisse wurden durch weitere Umfragen seitdem im Wesentlichen bestätigt.[108] Allerdings kommt es gerade beim Bau von Windkraftanlagen im Vorfeld angesichts befürchteter Nachteile häufig zu lokalem Widerstand, was oft als Nimby-Phänomen bezeichnet wird. Dieses Konzept erfährt mittlerweile in der wissenschaftlichen Debatte deutliche Kritik, da eine Reihe von Untersuchungen zu dem Ergebnis kam, dass ein Kernbestandteil dieser These, die sog. „proximity-hypothesis“, nicht zutrifft.[104] Diese geht davon aus, dass der Widerstand umso größer ist, je näher die Anwohner an den Windkraftanlagen wohnen. In der Realität wird jedoch häufig genau das Gegenteil beobachtet, also dass die Unterstützung von Windkraftanlagen mit zunehmender Nähe zunimmt. Daneben legen weitere Studien nahe, dass nach Installation der Anlagen die Unterstützung ansteigt.[104] Weiteren Einfluss auf die Zustimmung hat die Möglichkeit der Beteiligung. Ist eine kommunale Beteiligung an den Anlagen möglich, führt dies zu deutlich höheren Akzeptanzwerten in der Bevölkerung.[109]

Dennoch kommt es mancherorts zur Bildung von Bürgerinitiativen. Neben Initiativen, welche die Windenergienutzung generell ablehnen, existieren auch Initiativen, die nur konkrete Anlagen in der näheren Umgebung ablehnen, prinzipiell aber die Windenergienutzung befürworten. Kritikpunkte sind z. B. der Abstand der Anlagen zur Wohnbebauung, eine als nachteilig empfundene Veränderung des Landschaftsbildes sowie die Beeinträchtigung von Tieren wie Vögeln und Fledermäusen.

Einige Bürgerinitiativen geben vor, die Weltgesundheitsorganisation würde einen Mindestabstand von 2000 Metern zu Wohnbebaungen fordern. Auf Anfrage gab die Organisation an, sie habe keine Richtlinie zu Geräuschen von Windturbinen herausgegeben, weshalb eine Empfehlung zu einem derartigen Mindestabstand auch nicht von der WHO stamme. Sie verwies lediglich auf eine Empfehlung des kanadischen Umweltministeriums und auf die allgemein gültigen Lärm-Richtlinien der WHO.[110]

Schattenwurf

Schattenwurfbereich einer Windkraftanlage im Jahresverlauf

Der Schattenwurf wird als unangenehm empfunden, weil der Schatten einer Windkraftanlage im Gegensatz zum Schatten von unbewegten Gegenständen periodische Helligkeitsschwankungen am Immissionsort hervorruft. Die Ursache ist der drehende Rotor. Der Schatten einer stehenden Windkraftanlage ist hingegen nicht anders zu bewerten als der Schatten eines normalen Gebäudes. Das Auftreten des Schattenwurfes hängt von der Lage und Größe der Windkraftanlage, der Lage des Immissionspunktes, der Gondelausrichtung und vom Anteil der Direktstrahlung an der Globalstrahlung ab.

Nach dem Bundes-Immissionsschutzgesetz darf der Schattenwurf (auch Schlagschatten genannt) durch Windkraftanlagen auf (bestehende) Wohnhäuser jeweils nicht mehr als 30 Stunden pro Jahr und 30 Minuten pro Tag betragen. Diese Grenzwerte gelten unabhängig von Anlagenzahl und -größe. Bei dem Jahresgrenzwert handelt es sich um eine theoretische Größe, die sich unter Annahme von stetigem Wind, Betrieb, Sonnenschein und maximaler Schattenprojektion ergibt. In Deutschland liegt das Verhältnis von realem zu geometrischem Schattenwurf bei ca. 1 zu 4, sodass sich reale Belastungen von etwa acht Stunden im Jahr pro Immissionspunkt ergeben. Diese müssen über Mess- und Steuerungseinrichtungen in den Anlagen (Schattenwurfabschaltmodul) eingehalten werden.[111]

Insbesondere der flackernde Schatten des drehenden Rotors wird oft als belästigend empfunden. Anlagen, bei denen Gutachten zur Genehmigung eine Überschreitung der Grenzwerte zeigen, werden heute mit einer sonnenstands- und wetterabhängigen Schattenwurfregelung ausgerüstet, die durch die automatische zeitweise Abschaltung der Anlagen für die Einhaltung der Grenzwerte sorgen.[112]

Diskoeffekt

Der „Diskoeffekt“ bezeichnet periodische Lichtreflexionen durch die Rotorblätter, er wird häufig mit der Schattenwurf-Erscheinung des Rotors verwechselt. Er trat vor allem bei Anlagen aus den Anfängen der Windenergienutzung auf, als noch glänzende Lackierungen an den Rotorblättern benutzt wurden. Seit langem werden die Oberflächen der Anlagen mit matten, nicht reflektierenden Lackierungen versehen. Daher spielt der Diskoeffekt bei der Immissionsbewertung durch moderne Windkraftanlagen keine Rolle mehr.[113]

Hindernis-Befeuerung

Die auch bei Windkraftanlagen mit mehr als 100 Metern Höhe vorgeschriebene Hindernisbefeuerung dient der Sicherheit des Flugverkehrs. Sie arbeitet bei alten Anlagen mit Leuchtstoffröhren, bei neueren mit Leuchtdioden (LED) oder Blitzlampen. Mit ihrem charakteristischen Blinkmuster können sie – besonders bei größeren Ansammlungen von Anlagen – störend auf Anwohner wirken. Neuerdings dürfen die Warnlichter bei guter Sicht gedimmt werden. Es sind auch radargestützte Befeuerungssysteme in der Entwicklung, die sich nur dann einschalten, wenn sich ein Flugzeug in der Nähe befindet. Ein Prototyp auf Basis eines Passivradars wurde bereits erfolgreich getestet, die Serienreife wird für 2015 erwartet.[114]

Schall

Der Schall von Windkraftanlagen ist in der Hauptsache das Windgeräusch der sich im Wind drehenden Rotorblätter. Der A-bewertete Schallleistungspegel wird nach genormten Verfahren durch akustische Messungen bestimmt. Typische Werte liegen bei 95 dB für kleine Windenergieanlagen und 107 dB (das sind 50 Milliwatt) für Multimegawattanlagen. Ältere Zweiblattrotoren erreichten z.T. deutlich höhere Werte.[115] Wird für die Vorhersage der Schallimmission an weit entfernten Orten die Anlage vereinfachend als isotrop emittierende Punktschallquelle angenommen, so ist obige Gesamtleistung auf die Größe der Kugelfläche im gegebenen Abstand zu verteilen. In 500 Metern Abstand betrüge danach der Schalldruck einer einzelnen, modernen Windkraftanlage 42 dB(A).

Die stärkste Wahrnehmbarkeit wird bei 95 Prozent der Nennleistung angenommen, also bei Windgeschwindigkeiten zwischen etwa 10 und 12 m/s in Nabenhöhe. Bei niedrigeren Windgeschwindigkeiten sind die Schallleistungspegel geringer, bei höheren werden sie von natürlichen Windgeräuschen überlagert.

Drehzahlvariable Windkraftanlagen, die in der Nähe von Wohngebieten stehen, können zu bestimmten lärmsensiblen Zeiten, beispielsweise nachts, in einen schallreduzierenden Betriebszustand gebracht werden.[116] Da die Schallemission besonders von der Blattspitzengeschwindigkeit und – sofern vorhanden – dem Getriebe abhängt, wird dazu die Drehzahl der Anlage abgesenkt. Diese Maßnahme bedeutet immer einen Ertragsverlust für den Betreiber. Die Verringerung von Schallemissionen ist eines der Hauptziele bei der Weiterentwicklung der Anlagen, bei der in den letzten Jahren große Fortschritte erzielt wurden. Durch den Verzicht auf ein Getriebe, bessere Körperschallentkopplung durch Einbau von Elastomeren an Tragpunkten, Schalldämpfung von Lüftungsschächten und Aerodynamik konnten die Geräuschemissionen stark reduziert und damit der Schallleistungspegel der Anlagen im Verhältnis zu Leistung und Ertrag gesenkt werden. Einzeltöne, etwa durch Einrastfrequenzen im Getriebe, und Impulshaltigkeit, die einen Aufschlag von bis zu 6 dB(A) rechtfertigen, treten bei modernen Anlagen durch konstruktive Maßnahmen nicht mehr auf.[117]

Nach dem Bundes-Immissionsschutzgesetz (siehe auch Technische Anleitung Lärm) darf die von einer technischen Anlage verursachte Schallimmission in Deutschland in reinen Wohngebieten nachts einen A-bewerteten Dauerschalldruckpegel von 35 dB nicht überschreiten (allgemeines Wohngebiet 40 dB, Dorf- und Mischgebiet 45 dB, Gewerbegebiet 50 dB, Industriegebiet 70 dB).[118] Für baurechtlich nicht festgesetzte Gebiete (z. B. Einzelgehöft im Außenbereich) werden nach aktueller Rechtsprechung die Werte für Mischgebiete angesetzt. Beim Bauantrag ist im Rahmen des Genehmigungsverfahrens eine rechnerische Vorhersage der erwarteten Schallimmissionen vorzulegen.

Infraschall

Wissenschaftlicher Konsens ist, dass der von Windkraftanlagen ausgehende schwache Infraschall keinen gesundheitsschädlichen Einfluss hat. Zwar wurde von Pierpont in einem nichtwissenschaftlichen und im Selbstverlag herausgegebenen Buch ein sog. „Windturbinensyndrom“ postuliert, das anschließend in der Öffentlichkeit z. T. stark rezipiert wurde. In der wissenschaftlichen Debatte wird diese Arbeit sowie die darin aufgestellte Hypothese aufgrund gravierender methodischer Fehler jedoch verworfen. So basiert die Untersuchung auf Angaben von 38 Anwohnern von Windkraftanlagen, die vorhandene gesundheitliche Probleme auf die Windkraftanlagen zurückführten und von Pierpont zuvor via Internet angeworben wurden. Darüber hinaus fanden weder Infraschallmessungen noch persönliche Untersuchungen statt, sondern nur 23 Telefongespräche; die Symptome von 15 weiteren Personen wurden ausschließlich durch Dritte telefonisch übermittelt.[119][120][121]

Wind erzeugt am eigenen Haus sehr viel intensiveren Infraschall, als eine Windkraftanlage oder ein Windpark im gesetzlichen Abstand.[122] Eine 2013 erschienene Studie kam zu dem Ergebnis, dass möglicherweise der sogenannte Nocebo-Effekt, das Gegenstück des Placebo-Effektes, für Beschwerden in der Nähe von Windkraftanlagen verantwortlich sein könnte. Demnach bewirkt nicht der Infraschall selbst, sondern die Angst vor einem gesundheitsschädlichen Einfluss des Infraschalles die Beschwerden.[123] In einem Experiment wurden Probanden Infraschall ausgesetzt, anderen Teilnehmern wurde nur vorgegeben, dass sie Infraschall ausgesetzt würden, ohne dass dies tatsächlich der Fall war. Vor dem Test wurde einem Teil der Probanden aus beiden Gruppen eine Dokumentation über schädliche Wirkungen des Infraschalls gezeigt, während den anderen erklärt wurde, dass Infraschall unbedenklich sei. Während bei den zuvor beruhigten Probanden keine Veränderungen festzustellen waren, zeigten Probanden der ersten Gruppe die ihnen zuvor erklärten Symptome, unabhängig davon, ob sie Infraschall ausgesetzt waren.[124]

Einfluss auf Radaranlagen

Windkraftanlagen in der Nähe von stationären Radargeräten unterliegen zusätzlichen Baubeschränkungen, da diese die Reichweite des Radargerätes verringern. Diese Verringerung wird oft fälschlicherweise mit dem Effekt einer Abschattung begründet. Eine solche Abschattung ist jedoch nur bei einer extremen Dichte des Windparkes möglich. Der Rotor selbst erzeugt wenig Schatten, es wirkt praktisch nur der Mast als Hindernis. Die an dem Mast ebenfalls auftretende Beugung der elektromagnetischen Wellen bewirkt, dass wenige hundert Meter hinter dem Hindernis wieder eine geschlossene Wellenfront gebildet wird.[125]

Durch den sich drehenden Rotor erhält das Radarecho einer Windkraftanlage ein ähnliches Spektrum wie von einem in der Standschwebe befindlichen Helikopter. Das Radargerät kann die beiden oft nicht in dem zur Verfügung stehenden Zeitlimit unterscheiden und produziert einen Falschalarm. Die Falschalarmrate ist in der Radarsignalverarbeitung eine Regelgröße, welche die Entdeckungswahrscheinlichkeit umgekehrt proportional beeinflusst und auf diesem Wege die nutzbare Radarreichweite verringert. Baugenehmigungen von Windkraftanlagen in der Nähe von stationären Radargeräten der Luftraumüberwachung (Flugsicherung oder Luftverteidigung) wurden deshalb bislang in der Regel verwehrt. Ob auch bei den heutigen großen und hohen Windkraftanlagen diese Verwechslungsgefahr noch besteht, ist unbekannt.

Immobilienpreise

Von Bürgerinitiativen wird häufig eine dauerhafte Wertminderung von Immobilien durch den Bau von Windkraftanlagen befürchtet. Dieser Darstellung widersprechen aber die Immobilienökonomen Philip Thalmann von der Hochschule Lausanne und Günter Vornholz von der EBZ Business School in Bochum.[126] Laut Thalmann löst jedoch häufig diese Befürchtung eines Preisrückgangs den tatsächlichen Preisrückgang in Form einer selbsterfüllenden Prophezeiung erst aus. So kam es insbesondere dort zu einem temporären Einbruch der Immobilienpreise, wo vor Ort großer Widerstand gegen Windkraftanlagen geleistet wurde. Allerdings ist Vornholz zufolge dieser Preisrückgang nur von kurzer Dauer, da durch die Debatte zunächst potentielle Investoren abgeschreckt würden. Nach Errichtung der Windkraftanlagen, wenn sich die Menschen an sie gewöhnt hätten, stabilisiere sich der Wert der Immobilien jedoch wieder auf dem vorhergehenden Niveau.

Tourismus

Vor allem in touristisch bedeutsamen Regionen wird häufig ein stark negativer Einfluss auf den Fremdenverkehr sowie fallende Übernachtungszahlen befürchtet. Derartige Auswirkungen konnten bisher jedoch wissenschaftlich nicht nachgewiesen werden.[127]

2005 befragte die Hochschule Bremerhaven unter Projektleitung von Michael Vogel im Auftrag der WAB 840 zufällig ausgewählte Menschen in elf touristisch relevanten Nordsee-Gemeinden mit Windkraftanlagen in der näheren Umgebung.[128] Dabei sollten 20 Hypothesen verifiziert bzw. falsifiziert werden, die zuvor von der WAB vorgegeben wurden. Die Studie kam zu dem Ergebnis, dass Windkraftanlagen zwar nicht unumstritten waren, im Durchschnitt jedoch nicht als störend empfunden und z. T. sogar als charakteristisch für die Nordseeküste gesehen würden. Windkraftanlagen wurden eher als nützlich für die zukünftige Energieversorgung betrachtet, zudem äußerten sich Menschen umso positiver über Windkraftanlagen, je jünger sie waren bzw. je weiter sie von den Anlagen entfernt wohnten. Hauptablehnungsgrund war eine befürchtete Lärmbelästigung vor optischen Gründen, zudem würden wenige große Anlagen stärker akzeptiert als viele Kleinanlagen. Beschäftigte in der Tourismusbranche, bzw. Menschen mit Bekannten in dieser Branche sahen Windparks sogar positiver als der Durchschnitt der Befragten. Auch befürchten diese keine Ablehnung durch Touristen und damit sinkende Übernachtungen.

Windkraftanlage mit Aussichtskanzel in Südkronsberg

2012 führte das Institut für Regionalmanagement im Auftrag des Naturparks Hohes Venn-Eifel eine repräsentative Studie durch, bei der 1.326 Personen befragt wurden, davon 159 mit Wohnsitz innerhalb des Naturparks.[129] Demnach empfanden 59 % der Befragten die Windkraftanlagen als nicht störend, 28 % als störend aber akzeptabel. 8 % empfanden sie als störend und 4 % als sehr störend. 91 % der Befragten gaben an, dass sie auch bei einem weiteren Zubau von Windkraftanlagen wiederkommen würden, 6 % empfanden dies als so störend, dass sie auf einen weiteren Besuch verzichten würden. Eine Konzentration von Anlagen befürworten 53 %, während 37 % eher eine breite Verteilung über das Land bevorzugen. Zudem wurden Windkraftanlagen als wichtig für die künftige Energieversorgung Deutschlands beurteilt. 63 % empfanden die Windenergie als sehr wichtig, 32 % als durchschnittliche wichtig, 4 % als unwichtig. Auch in dieser Studie konnte wieder eine Korrelation zwischen Alter der Befragten und Akzeptanz der Windenergie festgestellt werden. Während von den Befragten unter 20 Jahren nahezu 80 % Windkraftanlagen als nicht störend und nahezu niemand als störend oder sehr störend beurteilten, lag bei den Befragten über 59 Jahren der Anteil der Befragten, die Windkraftanlagen als nicht störend empfanden nur zwischen 40 und 50 %. Als störend aber akzeptabel beurteilten Windkraftanlagen in dieser Altersklasse ca. 30 % der Befragten; die Zahl derer, die Windkraftanlagen als sehr störend empfanden, blieb in allen Altersklassen unter 10 %.

In bestimmten Regionen wird die Windenergienutzung bewusst in das lokale Tourismusangebot mit eingebunden. So gibt es mancherorts z. B. Tourismuslehrpfade,[130] Windwanderwege[131] Windenergieradwege[132] oder dergleichen. Auch existieren einige wenige Windkraftanlagen mit Aussichtsplattform, die von Touristen bestiegen werden können und häufig mit einem Besucherinformationszentrum kombiniert sind.

Rahmenbedingungen

Genehmigungsgrundlage

In Deutschland sind Windkraftanlagen nach § 35 Abs. 1 Nr. 5 Baugesetzbuch (BauGB)[133] als Vorhaben im Außenbereich „privilegiert“. Durch planungsrechtliche Instrumente (Regionalplanung, Flächennutzungsplanung bzw. Bebauungspläne) können Vorrangflächen festgelegt und damit auch andere Flächen von der Windenergienutzung ausgeschlossen werden. Die Genehmigung erfolgt in der Regel als immissionsschutzrechtliche Genehmigung, die gleichzeitig alle anderen erforderlichen Genehmigungen einbezieht.

Die Genehmigung von Windkraftanlagen mit einer Höhe geringer als 50 Meter basiert nicht auf dem Bundes-Immissionsschutzgesetz, sondern auf Landesrecht. In jedem Bundesland gibt es somit unterschiedliche Regelungen für die Baugenehmigung kleiner Windkraftanlagen. Einige Bundesländer sind dazu übergegangen, für Kleinstanlagen bis 10 Meter Höhe auf eine Genehmigungspflicht zu verzichten.[134]

In der Praxis wird oft versucht, politisch auf die Genehmigungsbehörden sowohl pro als auch contra Windenergienutzung Einfluss zu nehmen. Dies ist genauso wenig zulässig wie eine übermäßige Standardisierung der Verfahren durch Windenergieerlasse (siehe z. B. Abstandsregelungen im Windenergieerlass Nordrhein-Westfalen[135]).

Stromgestehungskosten und Förderung

Hauptartikel: Windenergie

Die Stromgestehungskosten von Windkraftanlagen sind von der jeweiligen Standortqualität abhängig. Auf sehr guten Onshore-Standorten sind Windkraftanlagen mit Stromgestehungskosten von bis zu 4,5 ct/kWh laut Fraunhofer ISE bereits heute in der Lage günstiger zu produzieren als die meisten konventionellen Kraftwerke (Stand 2013). Mit sinkender Standortgüte steigen die Stromgestehungskosten an, sodass Windkraftanlagen auf sehr schlechten Standorten mit bis zu 10,7 ct/kWh noch teurer sind als Kohle- und Gaskraftwerke. Offshore-Anlagen liegen z. T. deutlich über diesen Werten.[136] Ähnliche Werte sind in der Literatur zu finden. Gasch u. a. nennen z. B. für einen exemplarischen Windpark Stromgestehungskosten von 6,5 ct/kWh, die bei 10 % besseren Windverhältnissen auf 5 ct/kWh sinken können.[137] Kaltschmidt und Streicher geben in ihrer bereits 2009 erschienenen Arbeit für Österreich zwischen 6 und 9 ct/kWh an.[138]

Da Investitionen in Windkraftanlagen und andere alternative Energiequellen in vielen Ländern gefördert wurden und werden, steigt seit Jahrzehnten die jährlich neu installierte Leistung.[139] Während in der Anfangszeit Forschungsförderung dominierte, ist heute die Einspeisevergütung verbreitet, wie sie auch im Erneuerbare-Energien-Gesetz in Deutschland angewandt wird. Weitere Fördermechanismen sind Steuervergünstigungen und Mindestquoten für Strom aus regenerativen Quellen.

Stoffeinsatz und Energiebilanz

Ressourceneinsatz

Neben einer Vielzahl weiterer Rohstoffe wie z. B. Kupfer für das elektrische System oder GFK bzw. CFK für die Rotorblätter bestehen Windkraftanlagen zum größten Teil aus Beton und Stahl. Der Ressourceneinsatz der Windenergienutzung gilt durch eine große Zahl von Studien und Lebenszeitanalysen als gut untersucht (siehe auch Tabelle Energierücklaufzeit). Eine systematische Zusammenfassung für den Bestand der deutschen Infrastruktur, in der auch die Windenergie untersucht wurde, wurde vom Wuppertal Institut für Klima, Umwelt, Energie 2011 in der Studie "Materialbestand und Materialflüsse in Infrastrukturen" publiziert.[140]

Demnach betrug der Materialbestand der Windkraftanlagen in Deutschland 2009 ca. 14,5 Mio. Tonnen, wobei Beton mit ca. 9,9 Mio. Tonnen den Löwenanteil ausmachte. Anschließend folgten Stahl mit 3,6 Mio. Tonnen, GFK mit 0,37 Mio. Tonnen und Gusseisen mit 0,36 Mio. Tonnen. Die angenommenen Recyclingraten für komplette Turbinen schwanken zwischen 80 % und 100 %.[141] Verglichen mit anderen Kraftwerkstypen liegt bei Windkraftanlagen der Einsatz von in der Produktion energieintensivem Metall mit 28,5 % über dem Durchschnitt.[142] So betrug beispielsweise der Materialbestand der deutschen Kohlekraftwerke 17,0 Mio Tonnen, wobei 14,5 Mio. Tonnen auf Beton entfielen.[143] Bei diesem Vergleich ist allerdings weder der fossile Brennstoffbedarf der Wärmekraftwerke berücksichtigt, noch dass Braunkohlekraftwerke 2012 etwa dreimal so viel elektrische Energie produzierten wie Windkraftanlagen.[144]

Energierücklaufzeit

Die Energierücklaufzeit (energetische Amortisationszeit) beschreibt die Zeit, die vergeht, bis ein Kraftwerk genauso viel Energie erzeugt hat, wie zu dessen Produktion, Transport, Errichtung, Betrieb usw. benötigt wurde. Die Energierücklaufzeit beträgt bei Windkraftanlagen etwa drei bis sieben Monate und liegt auch nach konservativen Schätzungen deutlich unter einem Jahr.

Der erzeugten Strommenge wird in der Regel die eingesparte Primärenergie gegenübergestellt. Eine erzeugte kWhelektrisch entspricht dabei je nach Vergleichsgrundlage 2 bis 3 kWhPrimärenergie. Energetisch können sich nur Kraftwerke amortisieren, die regenerative Energiequellen nutzen, da fossile Brennstoffe verwendende Kraftwerke ständig nicht-regenerative Energievorräte verbrauchen.[145]

Während erste Untersuchungen aus der Pionierzeit der Windenergienutzung (1970er- und frühe 1980er-Jahre), beruhend auf unausgereiften Testanlagen mit nur wenigen Betriebsstunden durchaus den Schluss zuließen, dass eine energetische Amortisation kaum möglich ist, belegen zahlreiche Studien seit Ende der 1980er-Jahre bis in die Gegenwart, dass sich die heutigen ausgereiften Serienanlagen in wenigen Monaten energetisch amortisieren.

Bei den Ergebnissen der verschiedenen Untersuchungen gibt es allerdings gewisse Unterschiede. Dies hängt zum einen mit den stark unterschiedlichen, standortabhängigen Energieerträgen von Windkraftanlagen zusammen, zum anderen mit dem betrachteten Lebenszyklus. Zudem unterscheiden sich oft auch die Bilanzierungsmethoden. Teilweise wird nur die Herstellung der Anlage betrachtet (alte Untersuchungen), teilweise der Energieaufwand für Transport, Wartung über die Lebenszeit und Rückbau mit hinzugerechnet (neuere Untersuchungen).

Schabbach und Wesselak beziehen in ihrer 2012 erschienenen Arbeit Herstellung, Betrieb und Entsorgung in ihre Berechnung mit ein und kommen so auf einen Erntefaktor von 20-40.[145] Ardente u. a. ermittelten in ihrer Arbeit für einen italienischen Windpark einen primärenergetisch gewichteten Erntefaktor von 40-80 und konstatieren, dass selbst unter schlechtesten Voraussetzungen die Energierücklaufzeit unter einem Jahr liegt. Aus diesen Werten schlussfolgern sie, dass Windparks – auch verglichen mit anderen regenerativen Energien – zu den umweltschonendsten Energiegewinnungsformen zählen.[146]

Beispiele für die Energierücklaufzeit von Windkraftanlagen
Typ Offshore Küste Küstennah Binnenland
Offshore-Windpark 2010; 200 MW (40 × 5 MW) Erfassung gesamter Lebensweg, inkl. Netzanbindung[147] 5 Monate
Windkraftanlage Enercon E-66; 1500 kW, 66 m Rotordurchmesser; Mischanalyse Herstellung, Auf- und Abbau, Wartung[148] - 3,7 Monate 4,7 Monate 6,1 Monate
Windkraftanlage Enercon E-82 E2 mit 2300 kW, 82 m Rotordurchmesser und 97 m Betonturm; voller Lebenszyklus[149] 4,7 Monate 5,9 Monate 6,8 Monate
Windkraftanlage 2 MW, 90 m Rotordurchmesser; (Getriebe); Herstellung, Betrieb und Rückbau[150] - 7,2 Monate
Windkraftanlage 1,8 MW, 70 m Rotordurchmesser; (Getriebelos); Herstellung, Betrieb und Rückbau[150] - 7,2 Monate
Windkraftanlage 2 MW, 78 m Rotordurchmesser, Herstellung, Betrieb und Recycling[151] - 5,2 Monate
Windkraftanlage 2 MW, 80 m Rotordurchmesser, Herstellung, Betrieb und Recycling[151] - 6,4 Monate

Hersteller und Preise

Nordex N100 des Windparks Neudorf mit 140 Meter hohem Hybridturm.

Die Preise für Windkraftanlagen unterliegen marktüblichen Schwankungen. Zum einen halten sich die Anbieter eher bedeckt, zum anderen müssen individuelle Rahmenbedingungen berücksichtigt werden. Dazu zählen beispielsweise der Baugrund, die Infrastruktur (Zuwegung zur Baustelle, Entfernung zum Stromnetz), Vorschriften zur Stromqualität und Lärmemission usw. und davon abhängig die verwendete Technik (Art des Fundamentes, Art der Einspeisung, …). Getriebelose Anlagen sind in der Regel in der Installation teurer als herkömmliche Windkraftanlagen mit Getriebe, jedoch zuverlässiger, wartungsärmer und leiser.

In einer Pressemitteilung[152] über die Installation von sieben getriebelosen Enercon E-82 (Zwei-Megawatt-Anlagen) im Sommer 2010 wird ein Investitionsvolumen von insgesamt 25 Millionen Euro für Bau und Anschluss genannt. Rechnerisch bedeutet dies rund 3,5 Millionen Euro pro Anlage und 1800 Euro pro installiertem Kilowatt. Im Windpark Brenntenberg, in dem drei jeweils 3 MW starke, ebenfalls getriebelose E-101 auf 135m-Turm zum Einsatz kommen sollen, wird mit rund 15  Millionen Euro kalkuliert.[153] Dies entspricht 5 Millionen Euro pro Anlage bzw. ca. 1700 Euro pro Kilowatt installierter Leistung.

Für den Windpark Neudorf, der aus drei je 2,5 MW leistenden Nordex N100 auf 140-m-Turm besteht, wurde dagegen mit ca. 8,3 Mio. Euro kalkuliert,[154] was ca. 1100 Euro pro installiertem Kilowatt entspricht. Der weltweite Durchschnittspreis für Windkraftanlagen lag im Februar 2011 bei knapp unter 1 Mio. Euro pro Megawatt.[155] Zwischen 2008 und 2010 gaben die Preise pro MW infolge starken Wettbewerbs um 18 % nach,[156] ein Trend, der sich auch im Jahr 2011 fortsetzte. Ende 2011 lag der Preis pro MW bei 910.000 Euro, Ende 2009 waren es noch 1.210.000 Euro gewesen.[157]

Allerdings lassen die Installationskosten nicht unmittelbar auf die Stromgestehungskosten schließen, da hierfür noch weitere Faktoren wie die vor Ort herrschenden Windbedingungen, der Kapazitätsfaktor der Anlagen, die anfallenden Wartungskosten oder die Nutzungsdauer der Anlagen berücksichtigt werden müssen. So geht z. B. ein größerer Rotor in der Regel mit höheren Installationskosten pro MW einher, womit sich eine derartige Anlage relativ zu einer vergleichbaren Anlage mit kleinerem Rotor verteuert. Zugleich erhöht ein größerer Rotor aber den Kapazitätsfaktor, was wiederum bei gleicher Nennleistung zu einer höheren Stromproduktion führt.

Die Einspeisevergütungen sind in Deutschland im Erneuerbare-Energien-Gesetz festgeschrieben, in zahlreichen Ländern existieren ähnliche Regelungen.

Unfallrisiken

Unglücksfälle kommen auch bei Windkraftanlagen vor, doch da sie meist fernab von Siedlungen stehen, kommt es abgesehen von Arbeitsunfällen bei der Montage und Wartung meist nicht zu Personenschäden. Neben Blitzschlägen und defekten Rotorblättern sind Turmberührungen bei extremen Böen Gründe für Unfälle. Dabei kann eine Anlage umstürzen oder Teile der Rotorblätter verlieren. Die Unfälle an Windkraftanlagen sind spektakulär und sehr gering in Relation zur Zahl der Anlagen.[158] In Mitteleuropa wurden bei rund 40.000 installierten Windkraftanlagen bisher ca. 15 Blattabbrüche registriert (Stand Anfang 2014).[159] Der besonders hohe Sicherheitsstandard moderner Windkraftanlagen drückt sich anschaulich in der Höhe der Betriebshaftpflichtversicherung aus, die unter anderem Unfälle und Personenschäden abdeckt. Für eine Windkraftanlage mit zwei bis drei Megawatt Nennleistung (entspricht dem Durchschnitt neu installierter Anlagen) beträgt diese nur 70 bis 90 Euro im Jahr.

Im Jahr 2003 gab es sechs Brände, die hauptsächlich durch Funkenflug wegen mangelhaft hergestellter elektrischer Verbindungen entstanden und weil hydraulische Leitungen brachen und sich das Hydrauliköl anschließend selbst entzündete. Brände können in der Regel durch die Feuerwehr nur im unteren Turmbereich bekämpft werden. Bei einigen der neuen Multimegawatt-Offshore-Anlagen wird inzwischen standardmäßig ein Brandschutzsystem installiert.

Vereistes Rotorblatt einer Windkraftanlage in Norddeutschland. Betroffen ist die Blattvorderkante. Die Anlage wurde durch das Eiserkennungssystem gestoppt.

Die Rotorblätter von Windkraftanlagen können bei entsprechender Witterung Eis ansetzen, das sich bei Tauwetter bei stehender und als Eiswurf bei anlaufender Anlage ablösen kann (nur bei alten Anlagen ohne Eiserkennung). Alle modernen Anlagen verfügen über eine Eiserkennung, beruhend auf Temperatur, Windsensorstatus, Windgeschwindigkeits- und Leistungsdaten, sodass sie bei Vereisung automatisch abschalten. Die Anlagen werden nach Vereisungen ggf. nur vom Windmühlenwart oder vom Servicepersonal vor Ort wieder in Betrieb genommen, wenn die Anlage eisfrei ist. Einige Hersteller bieten auch Rotorblattheizungen an, die Eisbildung verhindern können und somit in entsprechenden Klimazonen zu Mehrerträgen durch geringere Stillstandszeiten führen. Eisabfall ist öfter (Raureif, seltener Eisregen) zu beobachten, es wurden jedoch bisher noch keine Personen- oder Sachschäden dokumentiert. Die Fallweite (Anlage geht bei Vereisung in Trudelstellung) ist meist gering, wobei gilt: umso kompakter die Eisstücke, umso näher bei der Anlage (z. B. nach Eisregen), umso leichter, desto weiter werden sie von eventuellen Windböen getragen - als relevante Entfernung kann die Rotorspitzenhöhe angenommen werden (= ca. 45° Fallwinkel). Bei Eiswetterlage oder Tauwetter sollte man den Aufenthalt unter Windkraftanlagen ebenso wie unter anderen hohen Gebäuden oder Konstruktionen - zum Beispiel Freileitungsmasten - vermeiden. Zumeist wird auch auf Hinweisschildern an den Zugangswegen vor der Gefahr gewarnt.

Bei Gewittern dürfen sich wegen erhöhter Blitzschlaggefahr keine Personen in Windkraftanlagen aufhalten, auch die Nähe zu Windkraftanlagen soll gemieden werden.

Siehe auch Liste von Unfällen an Windkraftanlagen in Deutschland und Österreich.

Forschung und Entwicklung

Ulrich Hütter etablierte in den 1960er Jahren an der Universität Stuttgart und später an der DFVLR (Vorgänger des DLR) in Stuttgart die Forschung an der Windenergietechnik. Bereits im Jahr 1942, noch im Umfeld des Generalplan Ost, legte er mit seiner Dissertation die Grundlage für die zwei- und dreiflügeligen Windgeneratoren.

Heute investieren Windkraftanlagenhersteller (siehe Liste von Windkraftanlagenherstellern) einen relativ hohen Anteil ihrer Umsätze in Forschung und Weiterentwicklung. Das hat mehrere Gründe:

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

Seit Windkraftanlagen in großer Zahl hergestellt werden, ist zudem auch die staatliche Forschung in Universitäten und Forschungsinstituten verstärkt worden. Ein Beispiel ist die Gründung des (mittlerweile privatisierten) Deutschen Windenergie-Instituts (DEWI) im Jahr 1990 in Wilhelmshaven. Das Fraunhofer-Institut für Windenergie und Energiesystemtechnik IWES befasst sich mit anwendungsorientierter Forschung; es ist 2009 aus dem ehemaligen Fraunhofer-Center für Windenergie und Meerestechnik CWMT in Bremerhaven sowie dem Institut für Solare Energieversorgungstechnik (ISET) in Kassel hervorgegangen.

Auf der norwegischen Insel Utsira wurde im August 2004 das erste autarke Stromnetz eingeweiht, das ausschließlich von Windenergie als Primärenergie gespeist wird. Details finden sich unter Stromversorgung der Insel Utsira.

Die technische Weiterentwicklung umfasst vor allem Kostenreduktionen durch eine effizientere Serienproduktion und stärkeren Maschineneinsatz, insbesondere bei den noch z. T. in Handarbeit hergestellten Rotorblättern. Bei Rotorblättern ist ein Trend zu immer größeren Flügellängen festzustellen, die den Ertrag pro Anlage steigern und die Stromgestehungskosten senken sollen. Um die Belastungen durch das steigende Eigengewicht niedrig zu halten, wird hierfür u. a. am Einsatz leichterer und stabilerer Materialien wie CfK geforscht, die jedoch andere technische Eigenschaften wie die weiter verbreiteten Blätter auf GFK-Basis haben. Daneben sind neue Profile, teilbare Flügel für leichteren Transport und „intelligente“ Blätter ein Forschungsziel.[160] Daneben werden neue Triebstrang- und Generatorkonzepte entwickelt, auch 10-Megawatt-Generatoren mit Hochtemperatursupraleitern sind in der Entwicklung.[161] Zudem entwickeln viele Hersteller spezielle Schwachwind-Anlagen zur effektiveren Erschließung von Binnenlandstandorten.[162]

Ein weiterer Schwerpunkt der Forschung sind Offshore-Windkraftanlagen, die in Deutschland unter anderem durch die Installation der FINO-Forschungsplattformen begleitet wurde. Untersucht wird z. B. deren Einfluss auf die Ökosysteme vor der Küste. Es gibt vermehrt Überlegungen für Offshore-Windkraftanlagen mit nur zwei Rotorblättern, da ein Aufbau solcher Anlagen auf See sehr viel einfacher wäre. Mit schwimmenden Windkraftanlagen sollen Gewässer von über 50 m Tiefe erschlossen werden, womit sehr viel größere Bereiche der Meere für die Windkraftnutzung erschlossen werden könnten. Mehrere Prototypen existieren bereits, kommerzielle Projekte wurden jedoch noch keine realisiert. Herausforderungen stellen die die Wirtschaftlichkeit infolge der teuren schwimmenden Gründungsstrukturen sowie das komplexe dynamische Verhalten bei Seegang dar.[163]

International erreichte Rekorde

  • Der bisher leistungsstärkste Windkraftanlagentyp ist die Vestas V164-8.0 mit einer Nennleistung von 8 MW. Der Prototyp wurde im Januar 2014 im dänischen Østerild in Betrieb genommen. Mit einer Gesamthöhe von 220 Meter ist diese Anlage zugleich die höchste jemals errichtete Windkraftanlage.[164]
  • Den größten Rotordurchmesser hat der Prototyp der 7 MW leistenden Offshore-Turbine Samsung S7.0-171 mit 171 Metern (Stand Oktober 2013), der im Oktober 2013 im schottischen Energy Park Fife in den Probebetrieb ging und somit den bisherigen Spitzenreiter, die Siemens SWT-6.0-154, ablöste. Die Länge eines einzelnen Rotorblattes beträgt 83,5 Meter.[11]
  • Die weltweit leistungsfähigste Windkraftanlage mit einem Zweiblattrotor hat eine Leistung von 6 MW, wurde von der deutschen Firma Aerodyn Energiesystemeentwickelt und von Ming Yang im November 2013 errichtet.[165]
  • Mit 110 m Gesamthöhe die größte Windkraftanlage mit vertikaler Achse war der 1988 errichtete Éole in Le Nordais, Cap-Chat, Kanada. Sein Darrieus-Rotor hat 64 m Durchmesser und ist 96 m hoch. Bis zu seiner Stilllegung 1992 produzierte Éole insgesamt 12 GWh elektrische Energie, was knapp 20 Wochen Nennleistung entspricht (3,8 MW).
  • Die höchstgelegenen Windkraftanlagen wurden 2013 in einem Windpark im tibetischen Regierungsbezirk Nagqu errichtet. Der Windpark, der im Endausbau aus 33 1,5-MW-Anlagen des chinesischen Herstellers Guodian bestehen soll, liegt auf einer Höhe von ca. 4900 Metern. Im August 2013 waren 5 Anlagen aufgebaut.[166]
  • Der nördlichste Windpark (errichtet 2002) besteht aus 16 Nordex N-80 mit jeweils 2,5 Megawatt Nennleistung im Windpark Havøygavlen bei Hammerfest im Norden Norwegens, die gemessene Jahresproduktion liegt bei 60 bis 90 GWh.[167]
  • Die südlichsten Windkraftanlagen, auf 77°51'S, sind drei Enercon E-33, welche zusammen mit Dieselaggregaten die Scott Base in der Antarktis mit elektrischer Energie versorgen. Die inzwischen aufgegebene Neumayer-Station II auf 70°38'S hatte von 1991 bis 2008 einen Darrieus H-Rotor der Fa. Heidelberg Motors, der für die Neumayer-Station III durch eine Enercon E-10[168] ersetzt wurde.

Windkraftanlagen im deutschsprachigen Raum

Deutschland

Listen der Windkraftanlagen in Deutschland wurden nach Bundesländern zusammengestellt:

Baden-Württemberg, Bayern, Berlin und Brandenburg, Bremen, Hamburg und Niedersachsen, Hessen, Mecklenburg-Vorpommern, Nordrhein-Westfalen, Rheinland-Pfalz, Saarland, Sachsen, Sachsen-Anhalt, Schleswig-Holstein, Thüringen.

Österreich

Die größten Anlagen sind in einer Liste österreichischer Windkraftwerke aufgeführt.

Siehe auch Liste niederösterreichischer Windkraftwerke, Windenergie in Oberösterreich#Standorte und Windenergie in der Steiermark#Standorte.

Zwei Windkraftanlagen vom Typ E-126 (Hersteller Enercon) wurden in der Nähe von Potzneusiedl durch die BEWAG-Tochter Austrian Wind Power (AWP) errichtet und Anfang 2012 in Betrieb genommen. Sie haben eine Nennleistung von je 7,5 MW und eine Nabenhöhe von etwa 135 m (Flügelspitze am höchsten Punkt 198,5 m).[169]

Schweiz

In der Schweiz gibt es (Stand Mitte 2014) etwa 55 Windkraftanlagen.[170] 16 davon stehen auf einer Passhöhe namens Mont Crosin.

Eine 2012/13 errichtete Vestas V112-3.0 MW (Nabenhöhe 119 Meter) ist die erste 3-MW-WKA der Schweiz.[171]

Siehe auch Windenergie#Schweiz, Energiepolitik#Schweiz, Energieverbrauch der Schweiz

Literatur

Weblinks

 Commons: Windkraftanlage – Album mit Bildern, Videos und Audiodateien
 Commons: Wind turbines in Germany – Sammlung von Bildern, Videos und Audiodateien
 Wiktionary: Windkraftanlage – Bedeutungserklärungen, Wortherkunft, Synonyme, Übersetzungen

Einzelnachweise

  1. Trevor J. Price: Blyth, James (1839–1906). In: H. C. G. Matthew, Brian Harrison (Hrsg.): Oxford Dictionary of National Biography, from the earliest times to the year 2000 (ODNB), Oxford University Press, Oxford 2004, ISBN 0-19-861411-X, online, Stand: 2004 (englisch).
  2. Robert Gasch, Jochen Twele (Hrsg.): Windkraftanlagen. Grundlagen, Entwurf, Planung und Betrieb. Springer, Wiesbaden 2013, S. 30.
  3. Matthias Heymann: Die Geschichte der Windenergienutzung 1890–1990. Frankfurt am Main/ New York 1995, S. 107.
  4. Matthias Heymann: Die Geschichte der Windenergienutzung 1890–1990. Frankfurt am Main/ New York 1995, S. 302.
  5. Vgl. Matthias Heymann: Die Geschichte der Windenergienutzung 1890–1990. Frankfurt am Main - New York 1995, S. 409.
  6. Alois Schaffarczyk (Hrsg.): Einführung in die Windenergietechnik. München 2012, S. 37.
  7. Erich Hau: Windkraftanlagen: Grundlagen, Technik, Einsatz, Wirtschaftlichkeit. Berlin/ Heidelberg 2008, S. 40.
  8. Status der Windenergienutzung in Deutschland 2011 (PDF; 2,4 MB). DEWI. Abgerufen am 28. Januar 2012.
  9. Status des Windenergiezubaus 2012 (PDF; 541 kB) Bundesverband Windenergie.
  10. Status des Windenergiezubaus an Land in Deutschland, 30. Juni 2014. Internetseite der Deutschen Windguard. Abgerufen am 30. Juli 2014.
  11. a b Weltgrößte Offshore-Turbine errichtet. In: Erneuerbare Energien. Das Magazin, 25. Oktober 2013. Abgerufen am 25. Oktober 2013.
  12. Der Wettbewerb bei getriebelosen Windenergieanlagen ist eröffnet . In: www.ingenieur.de/. 28. Januar 2011. Abgerufen am 29. Januar 2014.
  13. Vestas returns to number one in BTM survey. In: Windpower Monthly. 26. März 2014. Abgerufen am 27. März 2014.
  14. Platform sharing becoming norm for turbine manufacturers. In: Windpower Monthly. 1. Mai 2013. Abgerufen am 10. Mai 2013.
  15. Heiner Dörner: Efficiency and economic comparison of different WEC – (wind energy converter) rotor systems. In: Appropriate technologies for semiarid areas: Wind and solar energy for water supply. Conference Report, Berlin, 1975.
  16. Ertragsrechner. http://www.wind-data.ch/ Abgerufen am 17. März 2012.
  17. Robert Gasch, Jochen Twele (Hrsg.): Windkraftanlagen. Grundlagen, Entwurf, Planung und Betrieb. Springer, Wiesbaden 2013, S. 507.
  18. Mark Bolinger: Is Class 2 the new Class 5? Recent Evolution in Wind Power Technology and Implications for New England (PDF; 374 kB). AWEA Regional Wind Energy Summit 2012, Folie 6.
  19. Offshore-Windpark alpha ventus produziert mehr als erwartet. In: IWR. 6. März 2012. Zuletzt abgerufen am 6. November 2013.
  20. Offshore-Windpark alpha ventus produziert 2012 deutlich über dem Soll. In: IWR. 26. April 2013. Abgerufen am 6. November 2013.
  21. Vgl. Lorenz Jarass, Gustav M. Obermair, Welchen Netzumbau erfordert die Energiewende? Unter Berücksichtigung des Netzentwicklungsplans 2012. Münster 2012, S. 159.
  22. Lowering the CoE, a must in the wind industry. In: notonlywindenergy.com. 12. Juni 2012. Abgerufen am 3. Juli 2012.
  23. Erich Hau (siehe Literaturliste, S. 138, eingeschränkte Vorschau in der Google-Buchsuche).
  24. Erich Hau, S. 207, eingeschränkte Vorschau in der Google-Buchsuche.
  25. Robert Gasch, Jochen Twele (Hrsg.): Windkraftanlagen. Grundlagen, Entwurf, Planung und Betrieb. Springer, Wiesbaden 2013, S. 557.
  26. Erich Hau, Windkraftanlagen: Grundlagen, Technik, Einsatz, Wirtschaftlichkeit. Berlin, Heidelberg 2008, S. 804.
  27. Ming Yang completes 6.5 MW wind turbine. Wind Energy and Electric Vehicle Review. Abgerufen am 7. November 2013.
  28. Erich Hau, Windkraftanlagen: Grundlagen, Technik, Einsatz, Wirtschaftlichkeit. Berlin/ Heidelberg 2008, S. 69.
  29. Messemonument zur Windenergy. Riesenflügel in Hamburg. In: Erneuerbare Energien. Das Magazin, 19. September 2014. Abgerufen am 15. Dezember 2014.
  30. Blitzschutz für Windenergieanlagen. Abgerufen am 3. Dezember 2014.
  31. Robert Gasch, Jochen Twele (Hrsg.): Windkraftanlagen. Grundlagen, Entwurf, Planung und Betrieb. Springer, Wiesbaden 2013, S. 98 f.
  32. Siemens: Luftschwerter für mehr Strom. Pressemitteilung von Siemens. Zuletzt abgerufen am 6. September 2014.
  33. Tuning für Windkraftanlagen. Extraerträge durch Retrofits. In: Erneuerbare Energien. Das Magazin, 10. November 2013. Abgerufen am 15. Dezember 2014.
  34. Erich Hau: Windkraftanlagen: Grundlagen, Technik, Einsatz, Wirtschaftlichkeit. Berlin/ Heidelberg 2008, S. 284.
  35. Windenergie Report Deutschland 2011. (PDF; 6,1 MB). Fraunhofer IWES. Abgerufen am 14. Juli 2012, S. 59.
  36. Torsten Thomas: Innovative Konzepte für den anspruchsvollen Offshore-Markt - Turbinenhersteller. (PDF; 3,6 MB) In: Schiff&Hafen. Heft 6/2012, S. 56–59.
  37. Erich Hau: Windkraftanlagen: Grundlagen, Technik, Einsatz, Wirtschaftlichkeit. Berlin/ Heidelberg 2008, S. 287–290.
  38. Robert Gasch, Jochen Twele (Hrsg.): Windkraftanlagen. Grundlagen, Entwurf, Planung und Betrieb. Springer, Wiesbaden 2013, S. 68f.
  39. Erich Hau: Windkraftanlagen: Grundlagen, Technik, Einsatz, Wirtschaftlichkeit. Berlin/ Heidelberg 2008, S. 319.
  40. Alois Schaffarczyk (Hrsg.): Einführung in die Windenergietechnik. München 2012, S. 243f.
  41. Volker Quaschning: Regenerative Energiesysteme, Technologie - Berechnung - Simulation. München 2011, S. 290.
  42. Alois Schaffarczyk (Hrsg.): Einführung in die Windenergietechnik. München 2012, S. 251.
  43. Permanent Solution? . In: renewableenergyworld.com. 8. April 2010. Abgerufen am 16. Juli 2012.
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  45. Johannes Schmitz, Nils Vatheuer: Hydrostatischer Triebstrang für Windenergieanlagen. IFAS an der RWTH Aachen, abgerufen am 14. August 2012.
  46. Anca D. Hansen, Müfit Altin, Ioannis D. Margaris, Florin Iov, Germán C. Tarnowski: Analysis of the short-term overproduction capability of variable speed wind turbines. In: Renewable Energy. 68 (2014) 326-336, S. 326f doi:10.1016/j.renene.2014.02.012.
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  48. nordbayern.de, Zeitungsartikel mit Detailaufnahme der Verbindungstechnik.
  49. Robert Gasch, Jochen Twele (Hrsg.): Windkraftanlagen. Grundlagen, Entwurf, Planung und Betrieb. Springer, Wiesbaden 2013, S. 105.
  50. Windenergietürme aus Holz. (PDF) timbertower.de, 2010; mit Details zur Verbindungstechnik.
  51. Windkraftanlagen aus Holz. Abgerufen am 1. März 2012.
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  53. Erste Multimegawatt-Anlage mit 100-m-Holzturm steht. In: Sonne Wind & Wärme, 15. Oktober 2012. Abgerufen am 18. Oktober 2012.
  54. Riese mit Holzbein. Heise, 22. November 2012, abgerufen am 22. November 2012.
  55. Robert Gasch, Jochen Twele (Hrsg.): Windkraftanlagen. Grundlagen, Entwurf, Planung und Betrieb. Springer, Wiesbaden 2013, S. 521.
  56. Windenergie-Report Deutschland 2009 Offshore (PDF; 33,0 MB). Fraunhofer IWES. Abgerufen am 21. November 2013.
  57. Erich Hau: Windkraftanlagen: Grundlagen, Technik, Einsatz, Wirtschaftlichkeit. Berlin/ Heidelberg 2008, S. 579.
  58. Volker Quaschning: Regenerative Energiesysteme. Technologie - Berechnung - Simulation. 8. aktualisierte Auflage. München 2013, S. 275.
  59. M. Durstewitz u. a.: Spezifische Betriebsbedingungen für den WEA-Betrieb im Binnenland. DEWEK ‘96.
  60. Jetzt wird auch bei Sturm geerntet. In: innovations report. 30. April 2003.
  61. Patent DE102004054608B4. RePower, 2006; mit Details zum Regelkonzept.
  62. Robert Gasch, Jochen Twele (Hrsg.): Windkraftanlagen. Grundlagen, Entwurf, Planung und Betrieb. Springer, Wiesbaden 2013, S. 61.
  63. E. Pick, H.-J. Wagner: Beitrag zum kumulierten Energieaufwand ausgewählter Windenergiekonverter. Report of the Chair for Energy Systems and Economics. Universität Bochum 1998, S. 20.
  64. Windpark Scharndorf-West: Detailinformationen (PDF; 91 kB). Infobroschüre. Abgerufen am 9. November 2013.
  65. G. Schauer, A. Szeless: Potential - Technik- und Anlagenbeispiele - Umweltverträglichkeit - Wirtschaftlichkeit - Marktentwicklung. In: Elektrotechnik und Informationstechnik. 114, Heft 10 (1997), 572-579, S. 574f.
  66. Heuck u. a. geben für ein Kohlekraftwerk einen Eigenbedarf in Höhe von etwa 5 % der Nennleistung des Kraftwerkes an. Vgl. Klaus Heuck, Klaus-Dieter Dettmann, Detlef Schulz: Elektrische Energieversorgung. Erzeugung, Übertragung und elektrischer Energie für Studium und Praxis. 8. überarbeitete und aktualisierte Auflage. Wiesbaden 2010, S. 9.
  67. Holger Watter, Regenerative Energiesysteme. Grundlagen, Systemtechnik und Anwendungsbeispiele aus der Praxis, Wiesbaden 2011, S. 70.
  68. a b Enercon launches 4MW turbine platform. In: Windpower Monthly, 5. Dezember 2014. Abgerufen am 17. Dezember 2014.
  69. Robert Gasch, Jochen Twele (Hrsg.): Windkraftanlagen. Grundlagen, Entwurf, Planung und Betrieb. Springer, Wiesbaden 2013, S. 534.
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  110. Auszug aus der Antwort der Weltgesundheitsorganisation, Regionalbüro für Europa vom 28. Februar 2013 an den BUND Regionalverband Stuttgart:
    First of all, please note that WHO has not issued any guidelines specific to wind turbine noise, and therefore the recommendation of distance of 2000 m of residential areas from the wind turbines does not come from WHO.
    However, you may find such a recommendation on page 8 of Noise Guidelines of Wind Farms issued by the Ministry of Environment of Ontario, Canada, at the website: ene.gov.on.ca For a recent report on health impacts of wind turbine noise, please see: mass.gov (PDF; 2,0 MB) Please note that the above two documents are not WHO publications and WHO never endorsed them.
    Although it is not directly related to wind turbines, WHO published Night Noise Guidelines for Europe in 2009, which can be downloaded at the WHO website: euro.who.int (PDF; 1,8 MB), and guidelines on community noise, which can be downloaded at http://www.who.int/docstore/peh/noise/guidelines2.html.
    Marie-Eve Héroux. Technical Officer, Air Quality and Noise
  111. Alois Schaffarczyk (Hrsg.): Einführung in die Windenergietechnik, München 2012, S. 129.
  112. Vgl. Robert Gasch, Jochen Twele (Hrsg.): Windkraftanlagen. Grundlagen, Entwurf, Planung und Betrieb. Springer, Wiesbaden 2013, S. 516.
  113. Bayerisches Landesamt für Umwelt/Bayerisches Landesamt für Gesundheit und Lebensmittelsicherheit: UmweltWissen – Klima & Energie. Windenergie in Bayern, Nr. 3.4, S. 9; Windenergie-Erlass 2011, Nr. 5.2.1.3,MBl. NRW. 2011, S. 321ff (PDF); Landesumweltamt (LUA) Nordrhein- Westfalen, Materialien Nr. 63, Windenergieanlagen und Immissionsschutz, Essen 2002, Nr. 5.2.1, S 25. (PDF)
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  116. Vgl. Erich Hau: Windkraftanlagen: Grundlagen, Technik, Einsatz, Wirtschaftlichkeit. Berlin/ Heidelberg 2008, S. 613.
  117. Alois Schaffarczyk (Hrsg.): Einführung in die Windenergietechnik, München 2012, S. 127.
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