Windkraftanlage

Windkraftanlagen an der dänischen Küste

Windrad aus der Vogelperspektive

Windkraftanlage (REpower MM92) in Deutschland, Baden-Württemberg

Zur Inspektion abmontierte Rotorblätter; man beachte zum Größenvergleich den PKW unten links, Schleswig-Holstein

Eine Windkraftanlage (WKA) wandelt die kinetische Energie des Windes in elektrische Energie um und speist sie in das Stromnetz ein. Dies geschieht, indem die Bewegungsenergie der Windströmung auf die Rotorblätter wirkt und sie somit den Rotor in eine Drehbewegung versetzt. Der Rotor gibt die Rotationsenergie an einen Generator weiter, die dort in elektrische Energie umgewandelt wird.

In der Fachliteratur hat sich ebenfalls der Begriff Windenergieanlage (WEA) etabliert, manchmal wird auch als universeller Sammelbegriff Windkraftkonverter (WKK) verwendet. Ferner wird Windkraftwerk als Synonym verwendet. In der Umgangssprache findet sich oft der Begriff Windrad oder fälschlicherweise Windmühle.

Dieser Artikel befasst sich mit leistungsstarken Windkraftanlagen, die zur Stromerzeugung errichtet werden. Weitere Anwendungen werden unter Windrad und Windgenerator erläutert. Die Stromerzeugung durch Nutzung des Aufwindes mittels hoher Türme erfolgt in Thermikkraftwerken.

Die Betrachtung mehrerer Windkraftanlagen findet sich im Artikel Windpark. Energiepolitische Aspekte werden im Artikel Windenergie genannt.

Geschichte der Windkraftanlagen

Anlage von Charles F. Brush von 1888

Windräder im Windpark Breitenlee

Hauptartikel: Geschichte der Windenergienutzung

Die erste belegte Anlage zur Stromerzeugung errichtete 1887 der Schotte James Blyth, um Akkumulatoren für die Beleuchtung seines Ferienhäuschens aufzuladen. Seine einfache, robuste Konstruktion mit einer vertikalen Achse von 10 Metern Höhe und vier auf einem Kreis von 8 Metern Durchmesser angeordneten Segeln hatte eine bescheidene Effizienz. Nahezu zeitgleich orientierte sich Charles F. Brush in Cleveland, Ohio mit einer 20 Meter hohen Anlage an der damals bereits fortgeschrittenen Windmühlentechnik. Da es aber bei Mühlen eher auf das Drehmoment als auf die Drehzahl ankommt, brauchte er eine zweistufige Übersetzung mit Riementrieben, um einen 12-kW-Generator anzutreiben.

Der Däne Poul La Cour kam um die Jahrhundertwende durch systematische Versuche – unter anderem an aerodynamisch geformten Flügelprofilen in Windkanälen – zum Konzept des Schnellläufers, bei dem nur wenige Rotorblätter ausreichen, die Windenergie über die ganze Rotorfläche auszunutzen.

1920 zeigte Albert Betz physikalische Prinzipien auf, die heute noch angewandt werden, um die Energie des Windes optimal zu nutzen: Abbremsung der Strömungsgeschwindigkeit gerade auf ein Drittel der Windgeschwindigkeit, gleichmäßig über die Rotorfläche, realisierbar durch nach außen abnehmende Profiltiefe der Rotorblätter.

Die durch die Luftfahrt vorangetriebene Verbesserung der Profilgeometrien in den 50er und 60er Jahren auf Gleitzahlen weit über 50 erlaubte extreme Schnellläufer mit nur noch einem einzigen Rotorblatt. Rotoren mit mehr als zwei Blättern galten als rückständig.

Während in Deutschland mit dem zweiflügeligen GROWIAN ein Großprojekt geplant, auf- und wieder abgebaut wurde, setzte sich das Dänische Konzept zahlreicher robuster Anlagen mittlerer Leistung durch. Die auch in großen Stückzahlen in die USA exportierten Anlagen hatten eine Asynchronmaschine, ein oder zwei feste Drehzahlen und drei starre Rotorblätter (Stall-Regelung). Seither ist Dänemark das Land mit dem größten Windkraftanteil der Stromerzeugung.

Mit dem Stromeinspeisungsgesetz von 1991 begann der Aufschwung der Windenergie auch in Deutschland und setzte sich mit dem Erneuerbare-Energien-Gesetz fort. Diese politischen Rahmenbedingungen brachten deutschen Windkraftanlagenherstellern die Technologie- und Weltmarktführerschaft. Die Entwicklung führte zu immer größeren Anlagen mit drei verstellbaren Rotorblättern, variabler Drehzahl und getriebelosem Antriebsstrang, aber auch zu politischen Auseinandersetzungen zwischen Investoren, Gegnern und Befürwortern der Windenergienutzung.

2004 verdrängte Spanien Deutschland vom ersten Platz nach neu installierter Nennleistung. Im Bestand war Deutschland noch führend, bis es 2009 von China und den USA überholt wurde.

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 w·v (im Beispiel also 320 W/m²) und ist damit proportional zur dritten Potenz der Windgeschwindigkeit. Aufgrund dieses starken Anstiegs der Leistungsdichte mit der Windgeschwindigkeit sindFetter TextHallo stephan^^ windreiche Standorte besonders interessant.

Erntegrad

Durch das Abbremsen des Windes weicht ein Teil der Strömung der Rotorfläche aus.

Hauptartikel: Betzsches Gesetz

Eine Windkraftanlage kann allerdings diese Leistungsdichte nicht voll ausschöpfen, denn durch die Leistungsentnahme sinkt die Strömungsgeschwindigkeit, die Luftpakete werden in Strömungsrichtung kürzer, die Stromlinien vergrößern ihre Abstände zueinander, siehe Abbildung. Je stärker der Wind abgebremst wird, desto mehr strömt ungenutzt am Rotor vorbei. Theoretisch liegt das Optimum bei einer Abbremsung auf 1/3 der Anströmgeschwindigkeit. Dann können maximal 59,3 % der im Wind enthaltenen Energie entnommen werden. Dieser Wert wird nach dem Göttinger Physiker, der ihn ermittelte, Betzscher Leistungsbeiwert ($c_{p,{\text{Betz}}}$) genannt.

Der Betzsche Leistungsbeiwert stellt dabei keinen Wirkungsgrad dar, denn die restlichen ~41 % gehen nicht als Abwärme verloren, sondern befinden sich noch in der Strömung: ~12 % in der abgebremsten Luftmasse, ~29 % in den Stromfäden, die dem Rotor ausgewichen sind. In Windparks werden die Rotoren so ausgelegt, dass sie einen noch größeren Teil der Leistungsdichte in der Strömung belassen, der dann von im Windschatten stehenden Rotoren genutzt werden kann. Die höhere Strömungsgeschwindigkeit in der Rotorfläche verbessert den Wirkungsgrad der Energiewandlung.

Wirkungsgrad

Wie alle Maschinen können auch Windkraftanlagen das theoretische Maximum nicht erreichen. Der aerodynamische Wirkungsgrad einer modernen Anlage liegt bei etwa 70 bis 85 %, je nach Windverhältnissen und Auslegung. Obiger, auf die Leistungsdichte des Windes bezogener Leistungsbeiwert c_P erreicht also Werte von etwa 0,5, im Beispiel entsprechend 160 W/m². Ein Rotor mit 113 m Durchmesser (10.000 m² Fläche) gibt dann 1,6 Megawatt an die Welle ab. Zur Berechnung des Gesamtwirkungsgrades müssen zusätzlich noch die Wirkungsgrade aller mechanischen und elektrischen Maschinenteile berücksichtigt werden.

Ertrag

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. Dabei sind jedoch noch weitere Faktoren zu berücksichtigen. Siehe auch: Statistik

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).

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. 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). Bei Anlagen im Binnenland werden 2000 Volllaststunden als realistisch angesehen, bei Anlagen in Küstennähe rund 2500 Stunden, und für zukünftige Offshore-Anlagen werden 3800 Volllaststunden angegeben.

Technische Umsetzung

Rotorgeschwindigkeit

Eine weitere wichtige Kennzahl ist die Schnelllaufzahl $\lambda$ (lambda). Sie gibt das Verhältnis der Umfangsgeschwindigkeit des Rotors (Blattspitzengeschwindigkeit) zur Windgeschwindigkeit an. Dreiblattrotoren, wie sie heute bei großen Anlagen Standard sind, erreichen bei einer Schnelllaufzahl von 6 bis 8 den größten Wirkungsgrad. Daraus resultieren Blattspitzengeschwindigkeiten in der Größenordnung von etwa 250–300 km/h unabhängig vom Rotordurchmesser. Durch den Betriebspunkt mit dem höchsten Leistungsbeiwert und der Auslegungsschnelllaufzahl ergibt sich auch die Auslegungswindgeschwindigkeit.

Die Regelung der Rotordrehzahl erfolgt entweder über den so genannten Stalleffekt (Strömungsabriss) oder über eine Veränderung des Anstellwinkels des Rotorblattprofils (Pitchen; von Englisch to pitch – neigen). Weitere Informationen dazu weiter unten im Abschnitt Drehzahlregelung.

Auftriebsläufer

Enercon E-40 (Auftriebsläufer, drehzahlvariabel und pitchgeregelt)

Moderne Windkraftanlagen zur Stromerzeugung sind aerodynamisch angetriebene Anlagen. Bei ihnen sind die Rotorblätter als aerodynamisches Profil ausgeprägt, das ähnlich wie bei Flugzeugen durch einen Druckunterschied, der aus einem Geschwindigkeitsunterschied zwischen Saug- und Druckseite des Flügels herrührt, einen Auftrieb erzeugt. Dieser Auftrieb wird in ein Drehmoment und in Drehzahl zum Antrieb des Generators umgesetzt.

Nur mit Auftriebsläufern können hohe Wirkungsgrade, die den Werten der Betzschen Theorie nahe kommen, erreicht werden.

Auch historische Windräder ohne aerodynamisch ausgebildete Flügelprofile zählen – mit einigen Ausnahmen, zu denen die Persische Windmühle gehört – zu den Auftriebsläufern. Beispiele dafür sind die mit Dreiecksegeln betriebenen Mühlen, wie man sie hauptsächlich im Mittelmeerraum beheimatet findet, und die Holländerwindmühle in allen ihren Varianten. Alle letztgenannten Typen zählen außer der persischen Windmühle zu der Kategorie der Rotoren mit horizontaler Drehachse. Es gibt aber auch eine chinesische historische Windmühle, die wie das persische Modell mit vertikaler Rotordrehachse läuft, die im Gegensatz zur persischen Version ein Auftriebsläufer ist. Hier läuft eine Anzahl von Dschunkensegeln, die sich von selbst an die Windrichtung anpassen können, aufrecht stehend um eine gemeinsame Drehachse. Dschunkensegel ähneln in dieser Eigenschaft dem bei uns bekannten Luggersegel. Man nutzte diese Technik, wie angenommen wird, in China zur Bewässerung der Felder.

Rotorblatt-Anzahl

Anlage mit Zweiblattrotor

Bei großen Windkraftanlagen haben sich luvseitige (dem Wind zugewandte) Dreiblatt-Rotoren etabliert. In der Aufbruchszeit, etwa seit Mitte der 1970er-Jahre bis weit in die 1980er-Jahre hinein, wurden auch größere Anlagen mit einem (z. B. Monopteros) oder zwei Rotorblättern gebaut. Diese Anlagen haben eine noch höhere Schnelllaufzahl (bis zu 15). Anlagen mit mehr als drei Rotorblättern wurden nur in sehr kleinen Bauformen entwickelt.

Dreiblatt-Rotoren sind schwingungstechnisch einfacher beherrschbar als Ein-, Zwei- oder Vierblatt-Rotoren. Wenn ein Rotorblatt vor dem Turm durchläuft, nimmt es durch den Luftstau vor dem Turm (luvseitiger Windschatten) für einen Moment deutlich weniger Energie auf, weshalb die Rotorachse ungleich belastet wird. Ein linear gegenüberliegendes Blatt würde diese Kippkraft noch verstärken und erhöhte Anforderungen an Mechanik und Material stellen. Hinzu kommt, dass die Windgeschwindigkeit mit zunehmender Höhe steigt, so dass ein Rotorblatt in der oberen Position ohnehin mehr Kraft aufnimmt. Bei den heute üblichen Rotordurchmessern ist dieser Effekt mittlerweile sehr ausgeprägt und wird bei der Auslegung berücksichtigt.

Im Sinne einer möglichst gleichmäßigen Druckbelastung von Achse und Turm sind Rotoren mit einer geraden Zahl an Rotorblättern oder gar einem einzigen Blatt daher ungünstig – ein großer Zweiblattrotor muss zur Dämpfung des Windschatteneffekts senkrecht schwenkbar ausgeführt werden (Pendelnabe). Fünf oder sieben Blätter würden zwar die Auswirkungen des Windschatteneffekts reduzieren, jedes weitere zusätzliche Blatt bedeutet aber Mehraufwand, der nicht durch die gewonnene Ertragsteigerung wieder eingebracht wird. Eine sehr hohe Blattanzahl führt daneben zu aerodynamischen Zuständen, die sich nur schwer mathematisch beschreiben lassen, da sich die Luftströmungen an den Blättern dann gegenseitig beeinflussen.

Widerstandsläufer

Windkraftanlage in Rebielice Krolewskie (Polen)

Parallel zu den Auftriebsläufern gibt es schon wesentlich länger die so genannten Widerstandsläufer. Bei diesen wird die Luftwiderstandskraft zum Antrieb genutzt, der ein umströmter Körper ausgesetzt ist. Die Kraft wirkt in Richtung der Anströmung und nicht senkrecht zur Anströmung wie die bei Auftriebsläufern genutzte Auftriebskraft. Ein Beispiel für einen Widerstandsläufer ist das zur Windmessung verwendete Schalenkreuzanemometer oder die vom Deutschen Museum als Horizontalwindmühle bezeichnete Persische Windmühle.

Widerstandsläufer haben einen niedrigeren Wirkungsgrad. Sie können theoretisch Leistungsbeiwerte bis $c_{p}=0{,}2$, also etwa ein Drittel des Betzschen Leistungsbeiwertes für Auftriebsläufer erreichen.

Einrichtungen, die den Wind von einer größeren Fläche auf die Rotorfläche bündeln, so genannte Windkonzentratoren, haben in den modernen Megawatt-Windkraftanlagen aus wirtschaftlichen Gründen keinen Eingang gefunden. Es gibt sie allerdings bei einigen Kleinwindanlagen und als Forschungsanlagen. Eine gängige Form der Windkonzentration ist jedoch durch die günstige Wahl des Standortes möglich. So erreicht der Wind an Berghängen (Aufwind) oder in bestimmten Talformen höhere Geschwindigkeiten als in der Umgebung, er kann daher in diesen natürlichen Windkonzentratoren besser genutzt werden.

Bauformen

Montage eines Getriebes

Zur Stromerzeugung haben sich heute Windkraftanlagen mit horizontaler Rotationsachse durchgesetzt. Daneben existieren noch andere Bauformen mit vertikaler Rotationsachse, die je nach den vorherrschenden Standortbedingungen eine gute oder sogar bessere Alternative zu Anlagen mit horizontaler Rotordrehachse sein können. Sie werden im übernächsten Absatz kurz beschrieben. Die dort meist der Vollständigkeit halber auch aufgeführte Bauform des Flettner-Rotors in der Version mit vertikaler Rotationsachse hat in Anlagen, in denen die im Wind enthaltene Energie primär in Rotationskraft umgewandelt wird, heute noch keine Bedeutung, könnte jedoch rein technisch wegen seiner extrem hohen Auftriebsbeiwerte für eine Nutzung als Auftriebselement (Flügel) auf einer Kreisbahnlagerung in Frage kommen.

Horizontale Rotationsachse

Nahaufnahme einer Rotornabe mit Pitchsystem

Windkraftanlagen mit horizontaler Rotorachse müssen der Windrichtung nachgeführt werden. Die Gondel ist mit einem so genannten Azimutlager horizontal drehbar auf dem Turm angebracht. Die Windrichtung wird bei großen Anlagen über die Windrichtungsgeber ermittelt. Die Ausrichtung des Rotors in den Wind erfolgt dann mittels Stellmotoren.

Es wird danach unterschieden, ob sich der Rotor auf der dem Wind zugewandten Seite (Luvläufer) oder auf der dem Wind abgewandten Seite (Leeläufer) des Turmes befindet. Ein Vorteil von Leeläufern ist, dass (bei kleinen Anlagen) auf einen Windnachführungsmechanismus verzichtet werden kann. Der Wind dreht den Rotor automatisch in die richtige Richtung und sorgt für eine so genannte passive Windnachführung.

Leeläufer haben den weiteren Vorteil, dass die Gefahr einer Rotorblatt-Berührung mit dem Turm deutlich geringer ist, jedoch konnten sie sich bei großen Anlagen nicht durchsetzen, da es zu Unstetigkeiten in der Rotordrehzahl, zu mechanischen Schwingungs-Erscheinungen und zu elektrischen Schwankungen kommt (Oberwellen), wenn ein Rotorblatt den Windschatten des Turmes durchquert und dabei kurz das Antriebsdrehmoment schwankt.

Vertikale Rotationsachse

H-Darrieus-Rotor

Als historisches Beispiel die Chinesische Windmühle mit vertikaler Rotationsachse, zur Bewässerung von Feldern genutzt

H-Darrieus-Rotor als Einflügler mit Kontergewicht in Galdar, Gran Canaria

Windkraftanlagen mit Segeln

Windkraftanlagen mit vertikaler Rotationsachse gibt es unter anderem als Savonius-Rotor oder Darrieus-Rotor.

Ein Beispiel für eine Windkraftanlage des klassischen Darrieus-Rotors, der von dem Franzosen Georges Darrieus erfunden wurde, ist die 1988 erbaute 110 Meter hohe Anlage Éole in Le Nordais, Cap-Chat in Canada mit vier Megawatt Nennleistung.

Beispiele für den H-Darrieus-Rotortyp waren vier Anlagen der Firma Heidelberg Motors mit je einem Megawatt Leistung am Kaiser-Wilhelm-Koog neben der Elbmündung in Brunsbüttel. Letztere mussten zurückgebaut werden, weil ihr damals noch nicht ausgereifter getriebeloser Ringgenerator wegen des Lärmes nachts abgeschaltet werden musste. Das minderte den Ertrag und damit die Wirtschaftlichkeit der Anlagen.

Beim klassischen Savonius-Rotor des finnischen Erfinders Sigurd Savonius wurden in jüngerer Zeit Weiterentwicklungen bekannt, die einige weitere Verbesserungen und Vorteile erbrachten und zudem einstige Nachteile aufheben konnten.

Ein Beispiel für alte Windmühlen des Typs mit vertikaler Rotordrehachse ist die Persische Windmühle und die chinesische Windmühle, letztere auffindbar im Artikel Windmühle.

Eine Variante des H-Darrieus-Rotors benutzt nur einen angeströmten Flügel (mit entsprechendem Kontergewicht), der bei offener durchströmter Anordnung seiner Flügelkomponenten auch bei extremen Anstellwinkeln zur Strömung bedeutend mehr Drehkraft erzeugen kann als bisher übliche geschlossene, symmetrisch aerodynamische Profile. Ein Prototyp mit getriebelosem Generator und 2,4 Meter Rotordurchmesser steht in Gáldar in der Provinz Las Palmas auf der Kanarischen Insel Gran Canaria. Er läuft bei zugeschaltetem, kurzgeschlossenem, also bremsendem Generator ab einer Windgeschwindigkeit von etwa 3 Metern pro Sekunde ohne Anfahrhilfe an. Der Wirkungsgrad ist im theoretischen Rahmen der Leistungsfähigkeit eines Rotors mit vertikaler Drehachse deutlich höher als in der Version mit umschlossenen, symmetrischen Flügelprofilen. Die Anzahl der Flügel ist dabei frei wählbar. Das dazugehörige Patent ist lizenzfrei nutzbar.

Vorteile

Bei vertikal stehender Rotationsachse braucht man nicht den Rotor zur Windrichtung nachführen. Der Rotor ist meist zweipunkt-gelagert, wodurch die Belastungen durch Gewicht, Schwingungen und andere im Betrieb auftretende mechanische Kräfte besser verteilt und aufgefangen werden können. Der Generator kann am Boden angeschlossen sein, was die Konstruktion vereinfacht und den Betrieb sicherer macht. Die Flügel werden von der Schwerkraft immer gleichmäßig belastet, weshalb hierdurch keine materialbelastenden Schwingungen auftreten können. Der Geräuschpegel bewegt sich in tolerierbaren Grenzen. Bei direkter Nutzung mechanischer Kraft wie auch bei der Umwandlung in elektrische Energie kann diese an der am Boden gelagerten Rotorwelle leichter abgenommen bzw. erzeugt werden. Turbulenzen, wie sie an 80 % der möglichen Standorte mit guten Windverhältnissen vor allem in Bodennähe auftreten, werden von Läufern mit vertikaler Rotordrehachse hervorragend toleriert und genutzt, ohne nennenswerte Wirkungsgrad-Verluste.

Die konstruktiven Vorgaben sind durch die Möglichkeit, Anlagen mit vertikaler Rotordrehachse auf einer Kreisbahnlagerung am Boden auf breiter Fläche zu lagern insofern stark erweitert, als damit Größenabmessungen realisierbar sind, die für Anlagen mit horizontaler Rotordrehachse heutzutage technisch unmöglich erscheinen. Dies wurde bereits als Konzept mit aerodynamischen Flügelprofilen genau so wie bei einem Darrieus-Rotor, den man mit zur Strömung nachgeführten Flügeln konzipiert, in England und Amerika als Patentanmeldung eingereicht (siehe im Artikel Kreisbahnlagerung). Insbesondere für Anwendungen an Land gilt, dass eine Turbine mit vertikaler Rotationsachse wegen der dort gut aufgefangenen Lastverteilung durch Zweipunktlagerung vorteilhaft in Systeme integriert werden kann, die die Möglichkeit einer vorherigen Konzentration der Strömungsenergie durch speziell dafür entworfene feststehende Einleitflächen ähnlich einer Mantelturbine nutzt. Ein Beispiel hierzu ist der TMA-Rotor, der im Artikel Savonius-Rotor im Abschnitt Entwicklung beschrieben wird. Bei diesem Konzept kann man bei gleicher Leistung eine nur etwa halb so große Turbine wählen, was sich bei entsprechend stabiler Konstruktion sehr vorteilhaft auf die Herstellungskosten und auch auf die Lebensdauer einer Anlage auswirken kann. Der Strömungsdurchsatz der Turbine wird zudem nicht behindert, das Maschinenhaus befindet sich hier unten am Boden. Es ist bei Rotoren mit vertikaler Drehachse auch vorstellbar, verstärkte Strömungen beispielsweise hinter baulichen Hindernissen, in Bergschluchten, in Tunneln und in Hanglagen zu nutzen. Dort kommt in besonderem Maße die gute Turbulenzverträglichkeit aller Anlagen mit vertikalen Rotationsachsen zum Tragen. Auch mag es eine interessante Herausforderung für Architekten sein, einem Bauentwurf ein besonders strömungsverstärkendes Profil zu geben, das durch solche Turbinen dann zur Energieerzeugung genutzt werden kann.

Nachteile

Die Flügel einer Windkraftanlage mit vertikaler Rotordrehachse stehen in einem Viertel des Rotordrehkreises in einer zur Strömung ungünstigen und energetisch nicht nutzbaren Position. Sie können deshalb auf bestenfalls drei Vierteln ihres Drehkreises den Wind tatsächlich nutzen, in ungünstigen Fällen, je nach Rotortyp und der Art der Flügel, kann es sogar nur die Hälfte sein. Unter den historischen Modellen dieser Bauart trifft dies etwa auf die persische Windmühle zu. Ein Leistungsbeiwert um etwa 0,3 ist für einen Rotor mit vertikaler Drehachse also eine sehr gute Leistung. Ausgeglichen wird dieser Nachteil des geringeren Wirkungsgrades, wenn der Standort eine turbulente Strömungscharakteristik aufweist. Dann nämlich werden bei einem horizontal liegenden Läufer die Flügel von der wechselnden Strömung oft falsch angeblasen, weshalb der Wirkungsgrad stark schwanken kann, während er bei einem Rotor mit vertikaler Achse konstant – wenn auch niedrig – bleibt. Ein weiterer Nachteil der vertikalen Bauweise sind die Schwingungen und Belastungen der Flügelkonstruktion und deren Halterungen, die der zyklisch auftretende Lastwechsel verursacht, die wiederum durch die unterschiedliche Reaktion der Blätter oder Flügel auf die Strömung im Drehkreis entstehen. Hinzu kommt, dass je nachdem, auf welcher Seite ihres Drehkreises die Flügel beziehungsweise Blätter gerade durch die Strömung laufen, sei es nun auf der Luv- oder auf der Leeseite des Rotors, auch die Seite wechselt, von der sie angeströmt werden. Der Effekt dieser Lastwechsel ähnelt oberflächlich betrachtet einer durch ungleichmäßige Masseverteilung verursachten Unwucht und kann relativ starke Belastungen auf die Konstruktion ausüben. Es gibt allerdings Überlegungen, die Anstellung der Flügel durch eine elektrische oder mechanische Verstellung (ähnlich Taumelscheibe beim Hubschrauber) während der Umdrehung anzupassen. Damit würden die beschriebenen Nachteile teilweise kompensiert.

Technik von Windkraftanlagen

Da gegenwärtig fast nur Windkraftanlagen mit horizontaler Rotationsachse errichtet werden, beschränkt sich dieser Abschnitt auf Anlagen dieser Bauform.

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 Anlagen ohne Getriebe. Die Gondel ist drehbar auf einem Turm gelagert, dessen Fundament die notwendige Standsicherheit gibt. Dazu kommen die Überwachungs-, Regel- und Steuerungssysteme sowie die Netzanschlusstechnik in der Maschinengondel und im Fuß oder außerhalb des Turmes.

Rotorblätter

Blick auf die Verbindung Rotorblatt – Rotornabe

Die Rotorblätter sind elementarer und prägender Bestandteil einer Windkraftanlage. Mit ihnen wird die Windenergie aus der Luft entnommen und dem Generator zugeführt. Sie sind für einen Teil der Betriebsgeräusche verantwortlich. Deshalb werden sie nicht nur stets auf einen höheren Wirkungsgrad, sondern auch auf Geräuschminderung hin optimiert. Die Rotordurchmesser bei den heute üblichen Anlagengrößen liegen etwa zwischen 40 und 90 Meter mit Trend zu größeren Durchmessern. Aktueller Spitzenreiter (Januar 2009) ist die Enercon E-126 mit einem Rotordurchmesser von 127 Meter.

Moderne Rotorblätter bestehen aus glasfaserverstärktem Kunststoff und werden in Halbschalen-Sandwichbauweise mit Versteifungsholmen oder -stegen im Inneren hergestellt. Auch Kohlenstofffasern haben bereits bei einigen Herstellern Eingang in die Fertigung gefunden. Die Rotorblätter sind mit einem Blitzschutzsystem ausgerüstet, das die Entladung an die Erdung des Maschinenhauses abgibt.

Ein mögliches Phänomen an den Blättern ist Eisbildung. Sie führt zu einer Wirkungsgradminderung, da sie die Form und damit das aerodynamische Profil der Blätter verändert. Auch Unwucht des Rotors ist eine Folge. Herabfallende Eisbrocken stellen eine mögliche Gefährdung 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. Eisbildung tritt jedoch nur selten und nur bei bestimmten Wetterlagen auf. Die Anlagen schalten sich bei Eisansatz automatisch ab, der in der Regel durch eine 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 einer Rotorblattheizung ausgerüstet werden. Diese 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.

Maschinenstrang

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

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 gekuppelte, vielpolige Synchrongeneratoren durchgesetzt.

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 U/min. Im Generatorbetrieb liegt die Läuferdrehzahl (Drehzahl der Generatorwelle) über der der synchronen Drehzahl (im Motorbetrieb darunter, daher der Name Asynchronmaschine).

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

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

Diese einfachen Varianten mit Asynchrongeneratoren kommen heute in der Regel nicht mehr zum Einsatz, sondern solche, die über einen weiten Drehzahlbereich an die Turbine anpassbar sind und so einen hohen Wirkungsgrad zeigen. Das ist beispielsweise mit doppelt gespeisten Asynchronmaschinen mit Schleifringläufer und läuferseitigem Frequenzumrichter möglich. Der Vorteil ist, dass der Frequenzumrichter nur eine vergleichsweise kleine Leistung liefern muss, es ist jedoch weiterhin ein Getriebe nötig.

Synchrongeneratoren mit Frequenzumrichter erlauben dagegen aufgrund ihrer wesentlich höheren Polpaarzahl von bis zu 36, dass auf ein Vorschaltgetriebe verzichtet werden kann – sie können mit der Drehzahl des Rotors betrieben werden. Allerdings wird dies mit Nachteilen erkauft: einem 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 zunächst in Gleichstrom umgeformt (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.

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

Die Art der Bremse hängt von der Wahl der Rotorblattsteuerung ab. Bei Anlagen mit Stallregelung muss die Bremse in der Lage sein, die gesamte Bewegungsenergie des Rotors und des Generators im Notfall aufzunehmen. Sie muss deshalb sehr leistungsfähig sein. Teilweise wird sie auch als Betriebsbremse eingesetzt, um die Rotordrehzahl bei Windböen innerhalb der Toleranzen zu halten. Hierzu kommen meist große Scheibenbremsen zum Einsatz. Anlagen mit aktiver Stallregelung und Pitchregelung können die Rotorblätter aus dem Wind drehen und aerodynamisch abbremsen. Eine mechanische Bremsanlage fällt dann kleiner aus oder kann sogar ganz entfallen. Alle Anlagen müssen mit zwei voneinander unabhängigen Bremssystemen ausgerüstet sein. Dazu zählen auch unabhängig voneinander verstellbare Rotorblätter.

Zertifizierungsgesellschaften wie z. B. der Germanische Lloyd setzen Vorgaben fest für die Teile des Antriebsstranges in Bezug auf Geräusche, Schwingungsverhalten und Lastprofile. Dies ist von großer Bedeutung, da diese Teile außergewöhnlichen Beanspruchungen unterliegen.

Elektrik/Einspeisung

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 drehzahlvariablen Anlagen mit Synchrongenerator (z. B. von Enercon) schwankt der vom Generator erzeugte Wechselstrom in Frequenz und Amplitude (Höhe) ständig. Deshalb wird er mit einem Gleichrichter in Gleichstrom umgewandelt, gefiltert und in einem Wechselrichter in Wechselstrom zurückverwandelt.

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

Einspeisungen von Windkraftanlagen in das Bahnstromnetz wurden bisher nicht realisiert.

Den oft befürchteten „Stromüberlauf“, also eine Spannungsüberhöhung im Stromverbundnetz durch deutlich höher eingespeiste als abgenommene Leistung, verhindern neuere Anlagen durch Herabregeln der Einspeiseleistung. Diese Anlagen sind in der Lage, Spannung und Frequenz im Verbundnetz zu stützen. Außerdem werden die Netzkapazitäten langsam den neuen Stromanbietern angepasst. Neuere Windparks sind auch in ihrer Gesamtheit regelbar.

Ein weiterer wichtiger Teil ist die Sensorik zur Anlagensteuerung und -überwachung. Die 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, auf den die bis zu mehreren hundert Tonnen schwere Maschinengondel aufgesetzt wird, ist ein hochbelastetes technisches Bauteil. Er muss unter allen Betriebsbedingungen den Schwingungen der Gondel und den auftretenden Windkräften sicher widerstehen. Die Berechnung der Türme erfolgt für die vorgesehene Lebensdauer der Anlage. Vorhandene Türme können daher nach Ablauf dieser Lebensdauer in der Regel nicht weiter als Träger für modernere Anlagengenerationen genutzt werden und werden beim Abbau der Anlage mit demontiert.

Die Höhe des Turmes ist ein entscheidender Faktor für den Ertrag einer Windkraftanlage, da in höheren Luftschichten die durch Bodenrauigkeit (Bebauung und Flora) hervorgerufen Turbulenzen wesentlich verringert sind und der Wind somit stärker und gleichmäßiger weht. Während an Küstenstandorten schon relativ kleine Türme ausreichen, ist gerade im Binnenland ein Trend zu immer höheren Nabenhöhen zu erkennen, da sich mit diesen höhere Volllaststundenzahlen erreichen lassen. Daher bieten die Hersteller verschiedene Turmhöhen und -varianten für die gleiche Anlage an. Am häufigsten wurden im Jahr 2010 Windkraftanlagen mit einer Nabenhöhe von 101-120m Höhe errichtet, dieser Gruppe gehörten 34,5% aller in Deutschland installierten Turbinen an. 16,6% der Windräder wiesen mit 121-150m sogar noch höhere Nabenhöhen auf, sodass etwa die Hälfte der im Laufe des Jahres 2010 installierten Windräder eine Nabenhöhe von über 100m hatte. Die Gruppe 81-100m stellte 20,0% der installierten Windräder, weitere 24,7% entfielen auf den Bereich 61-80m. Windräder mit 60m Nabenhöhe und weniger waren mit 4,2% an den Gesamtzubauten unbedeutend.

Gittermastwindkraftanlage bei Tarifa

Stahltürme bestehen meist aus zwei bis vier Segmenten, die mit Flanschverbindungen verschraubt werden. Die Wandstärken betragen 20 bis 40 Millimeter. Auch das Verschweißen von Segmenten auf der Baustelle wurde getestet. Die 100-Meter-Türme wurden danach in einem Stück aufgerichtet und mit dem Fundament verschweißt. Vorteil dieser Variante ist der Wegfall der Schraubflansche. Es handelte sich jedoch noch um Prototypen.

Allerdings ist die Höhe von Stahltürmen begrenzt, da der Turmfuß bei großen Höhen aus statischen Gründen immer breiter werden muss. Weil die einzelnen Segmente der Stahltürme aber am Stück transportiert werden müssen, können Stahltürme nicht breiter als 4,20m werden, da diese sonst aufgrund des Lichtraumprofils von Autobahnen und Straßen nicht mehr transportfähig wären. Als Alternative bieten sich Betontürme an. Betontürme können in Gleitschalung, auch Ortbeton-Turm genannt, gebaut werden, da der Turm „vor Ort“ gebaut wird und der Beton von einem regionalen Zulieferer kommt. Der Bau von Betontürmen in Fertigteilbauweise ist ebenfalls möglich. Dabei werden vorgefertigte Elemente auf der Baustelle aufeinandergesetzt und mit Stahlseilen, die durch Leerrohre in der Wandung geführt werden, auf Vorspannung gebracht (Spannbeton).

Eine weitere Turmvariante ist der Gittermast. Für Windkraftanlagen kleiner Leistung ist auch die Verwendung abgespannter Maste möglich [1] [2] [3], allerdings muss bei ihrem Einsatz darauf geachtet werden, dass die Rotorblätter nicht an die Abspannseile kommen.

Als Alternative zu den bisherigen Turmvarianten wurde ein Sandwichturm im Rahmen der Dissertation von Dipl.-Ing. Christian Keindorf entwickelt. Mit einem Sandwichturm kann die Schalenstabilität und Tragfähigkeit gegenüber der üblichen Stahlbauweise gesteigert werden. Eine Sandwichturmsektion besteht dabei grundsätzlich aus einem stählernen Innen- und Außenrohr, die durch einen dazwischen liegenden Verbundwerkstoff vollflächig ausgesteift werden. Als Verbundwerkstoffe können pumpfähige Elastomere, Epoxidharze und Vergussmörtel zum Einsatz kommen, die vom Turmfuß aufsteigend in den Ringspalt gefüllt werden. Neben der Steifigkeit und Druckfestigkeit der Füllmaterialien ist deren Verbundfestigkeit von essentieller Bedeutung für das Tragverhalten des Sandwichquerschnitts.

Eine weitere denkbare Turmvariante sind Holztürme. Derzeit (Februar 2011) existiert erst ein Prototyp, jedoch sollen noch dieses Jahr die ersten wirtschaftlich genutzten Modelle folgen. Der Vorteil dieser Türme soll in den niedrigeren Kosten, der schnellen Errichtbarkeit sowie dem leichteren Transport zur Baustelle liegen. Zudem sollen sich laut Hersteller größere Nabenhöhen als mit herkömmlichen Türmen erzielen lassen.

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

Die Windkraftanlage muss sicher im Boden verankert werden. An Land wird 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.

Für die Gründung von Offshorebauwerken gibt es verschiedene bewährte Verfahren. So kann die Windkraftanlage auf einen dreibeinigen Fuß (Tripod), auf ein Bucket-Fundament oder auf einen einzelnen Mast (Monopile; pile: englisch für Pfahl, Pfosten) gestellt werden. Ebenfalls ist die Verwendung von Schwerkraft-Fundamenten möglich, bei denen beispielsweise Betongewichte auf dem Seeboden abgelegt werden. Diese sind so schwer und stabil, dass sie die 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 besonders windreichen Standorten, in bisher nicht nutzbaren tieferen Gewässern, aufgestellt werden.

Fundament einer Enercon E-82 im niederländischen Eemshaven

Sonderausstattungen

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

Im Windpark Holtriem bei Westerholt gibt es eine 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

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

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

Zum Aufbau, beim Austausch von Komponenten und bei der Wartung vor Ort 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.

Da deutsche Windkraftanlagen nicht in der Nähe der Küste, sondern in der Regel in der Ausschließlichen Wirtschaftszone des deutschen Festlandsockels weit draußen in tiefem Wasser geplant werden (siehe auch Seerecht), muss der Zugang zu den Anlagen ermöglicht 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.

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 Windkraftanlagen in höheren Klassen (weniger Wind) sind größere Rotordurchmesser bei gleicher Nennleistung und oft auch ein höherer Turm. Als Bezugswerte werden die durchschnittliche Windgeschwindigkeit in Nabenhöhe und ein Extremwert des 10-Minuten-Mittels verwendet, der statistisch nur ein Mal innerhalb von 50 Jahren auftritt.

Vergleich verschiedener Typenklassen hinsichtlich der Windgeschwindigkeit

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

Regelung und Betriebsführung

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

Anlauf- und Abschaltwindgeschwindigkeit

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

Montage einer Windkraftanlage auf der Steinkopfinsel in Magdeburg

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

Ab einer Windgeschwindigkeit von 2–4 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.

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

Neuere Anlagen besitzen eine Sturmregelung. Diese schaltet die Anlage nicht einfach ab, sondern erlaubt den reduzierten sicheren Betrieb der Anlage bei fast jeder Windgeschwindigkeit, da sie bei Sturm die Rotorblätter so verstellt, dass die Anlage in einem sicheren Betriebszustand verbleibt. Sie sorgt auch für ein „sanfteres“ Ab- und wieder Zuschalten der Anlage, wenn der zu starke Wind ein wenig schwächer wird. Das schont das Spannungsniveau im Stromnetz.

Abschaltungen

Unterschiedliche Gründe können dazu führen, dass eine Windkraftanlage vom Netz genommen werden muss:

• zu hohe oder zu niedrige Windgeschwindigkeiten
• Wartungsmassnahmen
• Schattenwurf: Bei entsprechendem Sonnenstand kann der durch Anwohner als störend empfundene Schattenwurf der rotierenden Rotorblätter verhindert werden.
• Vereisung der Rotorblätter im Winter (Aerodynamik, Unwucht, Unfallrisiken)
• Die Verteilernetze sind für die bereitgestellte Energie nicht ausgelegt und die überschüssige Energie kann nicht gespeichert werden.
• Die Windkraftanlage ist defekt.
• Bedingungen innerhalb eines Windparks können ebenso zu einer Stilllegung aller oder einzelner Windkraftanlagen führen (s. Betrieb eines Windparks).

Drehzahlregelung

Eine Windkraftanlage ist nur dann optimal zu betreiben, wenn die Rotordrehzahl und die Generatordrehzahl auf die augenblicklich herrschende Windgeschwindigkeit abgestimmt sind. Dabei muss auf die Kombination der Regelkonzepte für Rotor (Stall, aktiver Stall oder Pitch) und Generator (drehzahlkonstant, zweistufig oder variabel) Rücksicht genommen werden.

Regelkonzepte

Bei unterschiedlichen Windgeschwindigkeiten wird, je nach Generatortyp, wie folgt geregelt: Bei einem Rotor mit Stallregelung, das eigentlich keine Regelung ist, tritt über der Nenngeschwindigkeit ein Strömungsabriss am Rotorblatt auf, der die Drehzahl begrenzt. Diese „Regelung“ wird wegen ihrer Nachteile bei WindKraftAnlagen (WKA) über 500 kW Leistung nicht mehr verwendet. Heute wird eine aktive Regelung (Pitchregelung), eingesetzt, d.h., mittels Stellmotoren der Rotorblattanstellwinkel geändert, in Abhängigkeit zur Windgeschwindigkeit. Wenn WKA mit netzsynchronen Generatoren arbeiten, muss die Rotationsgeschwindigkeit des Rotors trotz verschiedener Windgeschwindigkeiten konstant bleiben, um eine konstante Frequenz ins Netz einspeisen zu können, mit gesetzlich festgelegten Toleranzen.

• Windkraftanlagen mit Getriebe: Durch Verstellen des Anstellwinkels mittels Pitchregelung u. Stromlastregelung wird ein Konstanhalten der Drehzahl bei sich ändernden Windgeschwindigkeiten erreicht.
• Windkraftanlagen ohne Getriebe: Sie erzeugen, unabhängig von der Drehzahl, „künstlich“ mittels Thyristoren, einen 3- phasigen Drehstrom konstanter Frequenz. Mittels Pitchregelung wird nicht eine konstante Drehzahl zu erreichen versucht, da unnötig, sondern die jeweils zur Windgeschindigkeit optimale Drehzahl, die den maximalen mechanischen Wirkungsgrad ergibt.

Der Generator bringt ein Gegenmoment zum Rotor auf. Es ist abhängig von der Leistungsabgabe des Generators. Bei mehr Einspeisung ins Netz, bremst er mehr. Bei einer Asynchronmaschine (Mit Getriebe) und zwei fixen Drehzahlen schaltet die Windkraftanlage, je nach Windstärke, zwischen diesen beiden Stufen um.

Drehzahlvariable pitchgeregelte Anlagen

Drehzahlvariable pitchgeregelte Anlagen stellen zurzeit (2007) den aktuellen 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

Dieser Anlagentyp wurde auch als „Dänisches Konzept“ bekannt und war lange Zeit Stand der Technik im Windkraftanlagenbau bis zu einer Nennleistung von etwa 500 Kilowatt. Er besteht aus einem Dreiblattrotor mit nicht verstellbaren Rotorblättern, der sein Drehmoment über ein Stirnradgetriebe an den Generator weiterleitet. Der Generator läuft netzsynchron. Durch die Anwendung der Dahlander-Polumschaltung am Generator können zwei Drehzahlen im Verhältnis 1:2 gefahren werden, um den Teillast- und Volllastbereich abzudecken. Dieser Anlagentyp ist maßgeblich für den schlechten Ruf der 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 erst 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. Eine weitere Bremsmöglichkeit ist die so genannte Blattspitzenbremse. Dabei wird das Ende des Rotorblattes durch die Fliehkraft auf einer schneckenförmigen Welle aus dem Blatt herausgezogen und dabei quer zur Anströmung gestellt.

Die Anlagen waren teilweise durch die Rotorblattauslegung 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.

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

Netzsynchrone Anlagen mit aktiver Stallregelung

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 bei reinen Anlagen mit Stallregelung ausgeglichen werden. Die Blattverstellung arbeitet entgegengesetzt der Pitchregelung und erhöht den Anstellwinkel immer weiter, bis es zum Strömungsabriss kommt. Im Sturmfall können die Blätter mit der Hinterkante nach vorn gedreht werden. Die Anlage muss dann nicht aus dem Wind geschwenkt werden.

Windrichtungsnachführung

Die Windrichtungsnachführung erfolgt bei modernen Anlagen durch Stellmotoren (auch Azimutantrieb oder Giermotoren genannt). Die Windrichtung wird dabei über Sensoren, so genannte Windrichtungsgeber ermittelt. Um Schwingungen der Anlagen um die Turmachse zu vermeiden, werden die Stellmotoren (meist sind mehrere vorhanden) gegeneinander verspannt oder das gesamte Lager wird mit einer Bremse festgesetzt, wenn es nicht in Bewegung ist. Auch die 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.

Umweltauswirkungen

Begutachtung eines Rotorblattes und des Turmes einer Windkraftanlage

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

Vogel- und Fledermausschlag

Schon Anfang der 1980er-Jahre wurde bei der deutschen Versuchsanlage ((Growian)) darüber diskutiert, ob vermehrt Vögel an schnell rotierenden Flügeln zu Schaden kommen könnten. Zum Ausmaß dieser Fälle von Vogelschlag gibt es kontroverse Untersuchungen. Nach einer Studie des NABU von 2005 sterben in Deutschland jährlich etwa eintausend Vögel durch Kollision mit einer Windkraftanlage, was ungefähr 0,5 Vögeln pro Anlage und Jahr entspricht. Dem gegenüber stehen etwa fünf bis zehn Millionen getöteter Vögel durch Straßenverkehr und Stromleitungen. 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.

Es ist bekannt, dass Fledermäuse an Windkraftanlagen verunglücken können. Zunächst wurde dieses Phänomen in den Vereinigten Staaten sowie in Australien beobachtet. Inzwischen laufen auch in Europa eine Reihe von Untersuchungen, die versuchen, Umfang und Hintergründe zu ermitteln. In Deutschland sind bislang 13 Fledermausarten (Stand November 2005) an den Anlagen verunglückt, es fehlen jedoch verlässliche Zählungen. Es häufen sich die Kollisionen während der Zugzeit im August und September. 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, sind besonders schlagträchtig. Auch bestimmte Witterungsbedingungen – Temperatur, Windgeschwindigkeit – begünstigen den Fledermausschlag. Fledermäuse sind in Deutschland nach dem Bundesnaturschutzgesetz „streng geschützte“ Tiere. 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 Witterungsbedingungen (Windgeschwindigkeiten). Voraussetzung hierfür ist jedoch, dass die Fledermausaktivität vor Ort und ihre Wechselwirkung mit Windkraftanlagen bekannt ist. Untersuchungen ergaben mittlerweile, 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.

Die niedrigeren Umdrehungsraten neuerer Anlagen kommen auch fliegenden Tieren zugute, da hier die Bewegungen für die Tiere besser kalkulierbar sind.

Eine britische Studie legt nahe, dass das helle Grau, mit dem Windkraftanlage 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 vorfinden und damit auch nur noch in verringertem Maßstab angezogen werden, was einem passiven Schutz vor den Rotorblättern gleichkommt.

Landschaftsverbrauch

Der überwiegende Anteil heute installierter Windkraftanlagen befindet sich auf landwirtschaftlich genutzten Flächen. Benötigt wird nur die Standfläche der Windkraftanlage und ein Zuweg für die Wartung. Die gemeindliche Entwicklung kann durch eine Windkraftanlage negativ beeinflusst werden, da genehmigte Anlagen Bestandsschutz genießen und die Ausweisung von neuen Gewerbe- und Wohngebieten, die in der Nähe von Windkraftanlagen aufgrund von Abstandsregelungen nicht mehr möglich sind, verhindern können. 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 aufgestellt, sind sie für die Windkraftanlagen zu nutzen. Die Errichtung an einem anderen Standort innerhalb der Gemeinde oder des Kreises ist dann unzulässig.

Nach dem von der Agentur für erneuerbare Energien vorgelegten Potenzialatlas 2009 kann die Windenergie an Land auf 0,75 Prozent der Landesfläche ein Fünftel des deutschen Strombedarfs decken.

• Würden die derzeitigen 21400 WKA durch den Typus mit Rotordurchmesser 126 m ersetzt, (Leistung 6 bzw. 7,5 MW) würden sich 318 Mrd. kWh/annum ergeben, d.h. 53% des deutschen Stromverbrauches von 2009.
• Aus Seewind-Anlagen der deutschen Nord- und Ostsee sind, laut der Berechnung der Universität Kassel in 2007, ebenfalls über 50% zu ernten. Würden die derzeit noch bestehenden Probleme bei der Speicherung, welche für einen Ausgleich der Unterschiede in der nötigen Energiebereitstellung bei Spitzenlast und Grundlast unabdingbar ist, gelöst, könnten diese eventuell die inzwischen mehrheitlich abgelehnten 23% AKW-Strom u. 47% Kohlestrom ersetzen (=70%), wobei noch 30% übrig wären, um einige Millionen E-Autos zu laden.
• Das BImSchG verlangt keinen Meterabstand, sondern einen Schallabstand, der, je nach Anlagengröße, teils bereits bei 243 m erfüllt ist, wenn an der nächsten belebten Hauswand nachts nicht mehr als 40 dB(A) erreicht werden.

Gesellschaftliche Akzeptanz

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

Diese Akzeptanz ist in den meisten Bundesländern durch Abstandsregelungen wie in Schleswig Holstein zu erklären, in dem Bundesland mit mehr als 5.000 Anlagen wurde der Abstand mit dem Zehnfachen der Anlagenhöhe, mindestens jedoch 1000 m, zur Wohnbebauung festgelegt. In Bayern hingegen wurden die Grenzwerte seit 1998 nicht an die neuen, bis zu 200 m hohen Anlagen angepasst. Die gesellschaftliche Akzeptanz schwindet bei der Landbevölkerung zunehmend, da hier noch Abstände zu Ortschaften mit 800 m und zu Weilern mit 500 m angesetzt werden.

Auswirkungen auf Standorte im Meer

Windkraftanlagen vor Kopenhagen

Um die erheblich stärkeren Winde auf See nutzen zu können, werden in Deutschland zahlreiche Windparks auf dem offenen Meer, so genannte Offshore-Windparks, geplant. Andere europäische Länder (Dänemark, Schweden, 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 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.

Schattenwurf

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 und vom Wetter ab.

Weitere Informationen im Artikel Schattenwurf von Windenergieanlagen.

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. Dies führt zu realen Belastungen von etwa sieben bis acht Stunden im Jahr pro Immissionspunkt, die über Mess- und Steuerungseinrichtungen in den Anlagen eingehalten werden müssen. 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.

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.

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 und sind oftmals Grund für das Scheitern von Genehmigungsverfahren. 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.

Rundfunk-Interferenzen

Aufgrund der Reflexionen an den Rotorflügeln entstehen Interferenzen (Überlagerungen) der elektromagnetischen Wellen von Rundfunksendern, die lokal zu schwankenden Empfangsfeldstärken, Überreichweiten oder Mehrwegempfang führen können. Die Auswirkungen beschränken sich im Wesentlichen auf den analogen Fernsehempfang bei schlechten Empfangsbedingungen.

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. Gängige Werte liegen zwischen 98 dB und 109 dB. Diese Werte stellen die rechnerische Konzentration der Schallenergie der Rotorfläche auf einen Punkt in der Rotormitte dar. An keinem Ort an der Windkraftanlage, zum Beispiel auf der Gondel, wird er tatsächlich erreicht. Für die Vorhersage der Schallimmission an weiter entfernten Orten ist diese Vereinfachung vollkommen ausreichend. 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. Bei einer als Punkt betrachteten Schallquelle nimmt die Lautstärke bei Verdoppelung des Messabstandes jeweils um etwa 6 dB ab. Mit 500 Meter Abstand zum nächsten Wohngebäude ist der Schalleinfluss einer einzelnen Windkraftanlage in jedem Fall unter 45 dB(A), oft wird bereits bei 300 Meter dieser Wert unterschritten.

Besondere Schalleffekte durch Windkraftanlagen, wie etwa Innenraumgeräusche in Wohnungen, konnten bisher nicht durch wissenschaftliche Untersuchungen belegt werden (Infraschall).

Drehzahlvariable Windkraftanlagen, die in der Nähe von Wohngebieten stehen, können zu bestimmten lärmsensiblen Zeiten, beispielsweise nachts, in einen schallreduzierenden Betriebszustand gebracht werden. Da die Schallemission besonders von der Blattspitzengeschwindigkeit und 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 bessere Körperschallentkopplung, Schalldämpfung und Aerodynamik konnten die Geräuschemissionen stark reduziert und damit der Schallleistungspegel der Anlagen im Verhältnis zu Leistung und Ertrag gesenkt werden.

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). 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.

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.

Durch den sich drehenden Rotor erhält das Radarecho einer Windkraftanlage ein ähnliches Spektrum, wie ein sich in der Standschwebe befindlicher Helikopter und kann durch das Radargerät oft nicht in dem zur Verfügung stehenden Zeitlimit von diesem unterschieden werden: es entsteht ein Falschalarm. Die Falschalarmrate ist in der Radarsignalverarbeitung eine Regelgröße, die die Entdeckungswahrscheinlichkeit umgekehrt proportional beeinflusst und auf diesem Wege die Radarreichweite effektiv verringert. Baugenehmigungen von Windkraftanlagen in der Nähe von stationären Radargeräten der Luftraumüberwachung (Flugsicherung oder Luftverteidigung) werden deshalb in der Regel verwehrt.

Rahmenbedingungen

Genehmigungsgrundlage

In Deutschland sind Windkraftanlagen nach § 35 Abs. 1 Nr. 5 Baugesetzbuch (BauGB) 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.

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.)

Förderung

Die Windkraftanlagenhersteller (siehe Liste von Windkraftanlagenherstellern) investieren 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 so genannten Erfahrungskurve (oft wird auch der allgemeinere Begriff „Lernkurve“ verwendet) schneller vorankommen. Die Erfahrungskurve ist ein empirisch oft beobachtetes, aber nicht gesetzmäßig auftretendes Phänomen.

Windkraftanlagen konnten um 2005 mit dem damaligen Preis-Leistungsverhältnis noch nicht mit konventionellen Kraftwerken konkurrieren. Da Investitionen in Windkraftanlagen (und andere alternative Energiequellen), in vielen Ländern gefördert wurden bzw. bis heute gefördert werden (siehe auch Windenergie), steigt seit Jahren die jährlich neu installierte Leistung. Im Januar 2011 berichtete die Wirtschaftswoche, dass laut René Umlauft, dem Chef der Renewable Energy Division bei Siemens, die Windkraftanlagen des Konzerns heute Strom für 6ct/kWh produzieren könnten. In den kommenden 4-5 Jahren sollen die Kosten auf 4-4,5ct/kWh fallen, was dem derzeitigen Preis für Kohlestrom an der Strombörse EEX entspräche. Damit wäre Strom aus Windenergieanlagen in Deutschland konkurrenzfähig.

Energierücklaufzeit

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

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

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

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

Beispiele

Typ	Offshore	Küste	Küstennah	Binnenland
Windkraftanlage 200 kW, 25 m Rotordurchmesser Herstellung Anlage mit Fundament	-	4 Monate
Windkraftanlage Enercon E-32; 300 kW, 32 m Rotordurchmesser	-	2,1 Monate	2,5 Monate	4,3 Monate
Windkraftanlage Enercon E-66; 1500 kW, 66 m Rotordurchmesser; Mischanalyse Herstellung, Auf- und Abbau, Wartung	-	3,7 Monate	4,7 Monate	6,1 Monate
Offshore-Windkraftanlage; 5 MW auf Tripod-Fundament; Erfassung gesamter Lebensweg, ohne Netzanbindung	4 Monate	-	-	-
Offshore-Windpark 2010; 200 MW (40 × 5 MW) Erfassung gesamter Lebensweg, inkl. Netzanbindung	5 Monate	-	-	-

Hersteller und Preise

Hauptartikel: Windkraftanlagenhersteller.

Die Preise für Windkraftanlagen unterliegen marktüblichen Schwankungen. Zum einen halten sich die Anbieter eher bedeckt, zum anderen müssen viele individuelle Rahmenbedingungen berücksichtigt werden. Dazu zählen beispielsweise die Art des Fundamentes, die Turmvariante, die Infrastruktur (Zuwegung zur Baustelle, Entfernung zum Stromnetz, Art der Einspeisung usw.), aber auch die verwendete Technik. Getriebelose Anlagen sind in der Regel in der Installation teurer als herkömmliche Windräder mit Getriebe, sind dafür jedoch zuverlässiger und wartungsärmer. Die Deutsche Energie-Agentur (dena) gab die Preise im Jahre 2004 bei Nennleistungen von 100 bis 1000 Kilowatt zwischen 615 und 870 Euro und bei großen Anlagen im Megawattbereich zwischen 770 und 1025 Euro pro installiertem Kilowatt an (inklusive Montage und Abnahme).

In einer Pressmitteilung über die Installation von 7 getriebelosen Enercon E-82 Anlagen (Zwei-Megawatt-Anlagen) im Sommer 2010 wird ein Investitionsvolumen von insgesamt 25 Millionen Euro für Bau und Anschluss genannt. Rechnerisch bedeutet dies rund 3,57 Millionen Euro pro Anlage und 1786 Euro pro installiertem Kilowatt. Für den Windpark Königsfeld, der aus 3 je 2,5 MW leistenden Nordex N100 auf 140m Turm bestehen wird, wird dagegen mit ca. 8,3 Mio Euro kalkuliert, was ca. 1100 Euro pro installiertem Kilowatt entspricht. Der Durchschnittspreis für Windkraftanlagen lag im Februar 2011 bei knapp unter 1 Mio. Euro pro Megawatt.

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

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 Windböen Gründe für Unfälle. Dabei kann eine Anlage umstürzen oder Teile der Rotorblätter verlieren. Die Unfälle an Windkraftanlagen sind spektakulär und relativ selten in Relation zur Zahl der Anlagen. Der besonders hohe Sicherheitsstandard moderner Windkraftanlagen drückt sich sehr 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 eingebaut.

Die Rotorblätter von Windkraftanlagen können bei entsprechender Witterung Eis ansetzen, das sich bei Tauwetter bei stehender und als Eiswurf bei anlaufender Anlage ablösen kann. Alle modernen Anlagen verfügen über eine Eiserkennung, die, beruhend auf Temperatur, Windsensorstatus, Windgeschwindigkeits- und Leistungsdaten, bei Vereisung automatisch abschalten und erst bei Tauwetter wieder anlaufen. Einige Hersteller bieten auch Rotorblattheizungen an. Eisabfall wurde dabei schon oft beobachtet, es wurden jedoch noch keine Personen- oder Sachschäden dokumentiert. Die Fallweite (niedrige Anlaufdrehzahl und schlechte Aerodynamik bei Eisansatz) und Eisgröße ist meist gering. Bei Eiswetterlage oder Tauwetter sollte der Aufenthalt unter Windkraftanlagen ebenso wie unter anderen hohen Gebäuden oder Konstruktionen vermieden werden.

Statistik

Beitrag erneuerbarer Energien zum Primärenergieverbrauch – in PJ

	2004	2005	2006	2007a)
Wasserkraft	76	77	77	75
Windkraft	92	95	110	142
Photovoltaik	2	4	7	13
Holz, Stroh u. a. feste Stoffe	224	293	334	k. A.
Biodiesel u. a. flüssige Brennstoffe	42	85	163	167
Klärschlamm, Müll, Deponiegas	40	48	57	k. A.
Klärgas einschl. Biogas	28	39	66	k. A.
Sonstige Erneuerbare (1)	15	16	19	k. A.
Insgesamt	518	659	834	932
Prozentualer Anteil am Primärenergieverbrauch	3,5	4,6	5,7	6,7
(1) Solarthermie, Geothermie, Wärmepumpen Quelle: Bundesministerium für Wirtschaft und Technologie;   a)BMU

Weitere Statistiken zum Thema sind unter Windkraftanlagenhersteller, Windenergie und Auslastung zu finden.

Die durchschnittliche jährliche Betriebsdauer einer Windkraftanlage, in der Strom ins Netz eingespeist wird, beträgt je nach Windangebot etwa 5000 (schlechter Binnenlandstandort) bis 8000 Stunden (guter Küstenstandort) pro Jahr (ein Jahr hat bei 365 Tagen 8760 Stunden). Davon arbeitet die Anlage nur einen kleinen, standortabhängigen Anteil der Zeit mit Nennleistung und die restliche Betriebszeit im Teillastbereich. Dabei sind vor allem die Windverhältnisse und die Auslegung der Anlage auf die Standortbedingungen ausschlaggebend. Wird der Jahresertrag durch die Nennleistung geteilt, so ergeben sich die so genannten Jahresvolllaststunden.

Im Jahr 2007 lag die statistisch durchschnittliche Volllaststundenzahl deutschlandweit über alle Anlagen (laut Tabelle) bei ungefähr 1775 Stunden. Dieser Wert ist jedoch geringer als in der Realität. Er berücksichtigt nicht, dass die in einem Jahr neu installierten Windkraftanlagen nicht ein volles Jahr zum gesamten Jahresgesamtenergieertrag beitragen konnten. Rund zwei Drittel der neuen Anlagen werden in der Regel während der zweiten Jahreshälfte installiert. Damit geht die Nennleistung der Neuanlagen in die Jahresstatistik ein, ohne dass diese ein volles Jahr Energie erzeugen konnten. Die zahlreichen kleineren Altanlagen haben nicht die Effizienz moderner Multimegawatt-Anlagen. Die Auslastung moderner Anlagen liegt zwischen 15 und 25 Prozent, im Offshorebereich sollen 40 bis 50 Prozent möglich sein. In der Statistik ergeben sich Veränderungen zudem aus dem schwankenden Windangebot.

Einige statistische Angaben zur Windenergie in Deutschland für die Jahre 2001 bis 2009

	2001	2002	2003	2004	2005	2006	2007	2008	2009
Stromverbrauch gesamt (TWh)	580,5	581,7	588,0	600,6a)	610,0	615,8e)	616,2e)	617,5e)	582,5
Windstromerzeugung (TWh)e)	10,5	15,8	18,9	25,5	27,2	30,5	39,5	40,4	38,6
Anteil an der Gesamtstromerzeugung (%)	1,8	2,8	3,2	4,2a)	4,3	5,0e)	6,4e)	7,0e)
installierte Anlagenleistung am Jahresende (GW)	8,7	11,8	14,6d)	16,6d)	18,4 d)	20,6d)	22,2d)	23,9d)	25,77d)
Anlagenzahl am Jahresended)	11.438	13.759	15.387d)	16.543d)	17.574d)	18.685d)	19.460d)	20.301d)	21.164d)
durchschnittliche Nennleistung pro Anlage (kW)	763	864	949d)	1.005d)	1.049 d)	1.103d)	1.143d)	1.177d)	1.218d)
durchschnittliche Auslastung (Prozent der Nennleistung)	14,0	16,0	14,5	17,1	16,6	17,3	20,27	20,54	17,1
Quellen: VDN/VdEW, DEWI, a):Schätzung AGEE-Stat, b):VDEW d):DEWI e):BMU, Seite 8.

Forschung und Entwicklung

Prof. Ulrich Hütter etablierte an der Universität Stuttgart und später an der DFVLR (Vorgänger des DLR) in Stuttgart die Forschung an der Windenergietechnik. Er hatte bereits während des Zweiten Weltkriegs solche Anlagen konzipiert, damals noch im Umfeld des Generalplan Ost. Nachdem Ende der 1990er-Jahre die Forschung an der Windenergie in Stuttgart eher abnahm, wurde sie 2004 durch die Gründung des Stiftungslehrstuhls Windenergie am Institut für Flugzeugbau an der Universität Stuttgart wiederbelebt.

Seit Windkraftanlagen in großer Zahl hergestellt werden, ist die staatliche Forschung in Universitäten und Forschungsinstituten verstärkt worden. Ein Beispiel ist die Gründung des Deutschen Windenergie-Institut (DEWI), mit Sitz in Wilhelmshaven im Jahr 1990, wo alle zwei Jahre die Deutsche Windenergie-Konferenz (DEWEK) stattfindet.

Das Fraunhofer-Institut für Windenergie und Energiesystemtechnik IWES befasst sich mit anwendungsorientierter Forschung und ist in 2009 aus dem ehemaligen Fraunhofer-Center für Windenergie und Meerestechnik CWMT in Bremerhaven sowie dem Institut für Solare Energieversorgungstechnik (ISET) in Kassel hervorgegangen.

Ein Schwerpunkt der Forschung sind Offshore-Windkraftanlagen und deren Einfluss auf die Ökosysteme vor der Küste. Es wird auch das Zusammenspiel von Windstrom und konventionell erzeugtem Strom untersucht. Ein Aspekt ist dabei die Unstetigkeit der Windleistung, die mit Energiespeichern kompensiert werden könnte. Techniken existieren bereits in Form von Pumpspeicherkraftwerken, elektrochemischen Akkumulatorzellen und Verfahren, die überschüssige Energie in chemische Energieträger (beispielsweise Wasserstoff) umwandeln.

Auf der norwegischen Insel Utsira wurde im August 2004 das erste autarke Stromnetz eingeweiht, das ausschließlich von Windenergie als Primärenergie gespeist wird. In dem auf zwei bis drei Jahre angelegten Versuch, dem ersten in diesem Maßstab, sollen zehn der insgesamt siebzig Haushalte ihren Strom von zwei Enercon E-40-Anlagen beziehen. Kurzfristige Stromschwankungen werden durch einen Schwungradspeicher (5 kWh) ausgeglichen. Überschüssige Energie wird in Form von Wasserstoff in einem Druckspeicher mit einer Kapazität von maximal drei Tagen zwischengespeichert. Dieser wird bei Flaute oder Sturm, also dann, wenn die Anlagen nicht ausreichend Energie liefern, über eine 60-Kilowatt-Brennstoffzelle wieder in Strom umgesetzt. Ein Generator dient während der Erprobungsphase zur Absicherung gegen Stromausfall. Einer der Hauptinvestoren ist der norwegische (Öl-)Konzern Norsk Hydro mit seiner Wasserstoffsparte.

Derzeit werden schwimmende Offshore-Windkraftanlagen weit ab von der Küste getestet.

Internationale Rekorde

Darrieus-Rotor Eole, Cap-Chat, Kanada

5M der REpower Systems in Brunsbüttel

• Die leistungsstärkste Windkraftanlage (Stand 2010) ist die ENERCON E-126 mit 7,5 Megawatt installierter Leistung. Die Nabenhöhe beträgt 135 Meter, die Gesamthöhe liegt bei 198 Metern; der Rotordurchmesser 127 Meter
• Den größten Rotordurchmesser hat die Gamesa G10X – 4.5 MW Windkraftanlage Jaulin mit 128 Metern.
• Mit 110 Metern Höhe ist der längst stillgelegte Éole in Le Nordais, Cap-Chat, Kanada, der größte Rotor mit vertikaler Achse.

• Die höchste Windkraftanlage der Welt ist die Fuhrländer FL2500 bei Laasow in Brandenburg. Sie wurde am 14. September 2006 fertiggestellt. Der Gittermastturm für diesen Prototyp erlaubt eine Nabenhöhe von 160 Metern. Bei einem Rotordurchmesser von 90 Meter erreicht die Anlage eine Gesamthöhe von 205 Meter.

• Die weltweit höchstgelegene Windkraftanlage steht in den argentinischen Anden auf 4100 Metern Höhe. Es ist der Typ D8.2 – 2000 kW/50 Hz. Diese Turbine hat ein neuartiges Triebstrangkonzept mit einem speziellen Drehmomentwandler (WinDrive) der Firma Voith und einem Synchrongenerator. Die Windkraftanlage wurde im Dezember 2007 in Betrieb genommen und versorgt seitdem die ansässige Goldmine im Inselnetz-Betrieb mit Elektrizität.

• Die nördlichsten Windkraftanlagen der Welt (Stand August 2005) sind 16 Nordex N-80 mit jeweils 2,5 Megawatt Nennleistung im Windpark Havøygavlen bei Hammerfest im Norden Norwegens.
• Die südlichsten Windkraftanlagen der Welt sind neben einem Darrieus H-Rotor der Fa. Heidelberg Motors auf der Neumayer Station 70°38´17° Süd, 8°15´42° West (seit 1991) zwei Enercon E-30 (je 300 kW) in der Mawson Station, Antarktis, Australian Research Division 67°35´59° Süd, 62°52´59° Ost (Stand 2005). Zusammen mit Dieselaggregaten werden die Forschungsstationen mit elektrischer Energie versorgt.

Windkraftanlagen im deutschsprachigen Raum

Deutschland

Listen der größten Windkraftanlagen in Deutschland - leider mit unvollständigen Daten ( bitte ergänzen)

• Liste der Windkraftanlagen im Saarland
• Liste der Windkraftanlagen in Baden-Württemberg
• Liste der Windkraftanlagen in Bayern
• Liste der Windkraftanlagen in Berlin und Brandenburg
• Liste der Windkraftanlagen in Bremen, Hamburg und Niedersachsen
• Liste der Windkraftanlagen in Hessen
• Liste der Windkraftanlagen in Nordrhein-Westfalen
• Liste der Windkraftanlagen in Mecklenburg-Vorpommern
• Liste der Windkraftanlagen in Sachsen
• Liste der Windkraftanlagen in Sachsen-Anhalt
• Liste der Windkraftanlagen in Schleswig-Holstein
• Liste der Windkraftanlagen in Thüringen

Österreich

Liste der größten Anlagen auf Liste der höchsten Bauwerke in Österreich#Windkraftwerke

Schweiz

Vollständige Liste in der englischsprachigen Wikipedia: [4]

Siehe auch

• Fliegende Windenergieanlage
• Repowering
• Offshorebauwerk
• Windleistungsvorhersage
• Kaskadenmaschine
• Liste von Windkraftanlagenherstellern
• Liste europäischer Windkraftanlagentypen

Literatur

• Bundesverband WindEnergie (Hrsg.): Von A bis Z. Fakten zur Windenergie. (PDF-Datei).
• Robert Gasch (Hrsg.): Windkraftanlagen. Teubner, Stuttgart 2005, ISBN 3-519-36334-8.
• Erich Hau: Windkraftanlagen. 3. Auflage. Springer, Berlin 2003, ISBN 3-540-42827-5 (enthält auch einen recht ausführlichen Teil zur Geschichte der Windenergienutzung).
• Albert Betz: Windenergie und ihre Ausnutzung durch Windmühlen. Ökobuch, Kassel 1982, ISBN 3-922964-11-7 (Nachdruck der Auflage Göttingen 1926).
• Andreas Jungbauer: Windenergienutzung in einem regenerativen Energiesystem, Analyse der Windkraftanlagen Eberschwang und Laussa. Technische Universität Graz, Graz 1998 (PDF-Datei, Diplomarbeit).
• Gerd Rosenkranz, Harald Schumann: Dokumentation. Was kostet die Windkraft? In: Netzeitung. 5. April 2004 (Online-Magazin).
• Craig Morris: Windenergie hat Zukunft.'. In: Telepolis. 30. März 2004 (Online-Magazin).
• Werner Bennert: Windenergie. Verlag der Technik, Berlin 1989, ISBN 3-341-00627-3.
• Bundesverband Windenergie (BWE): BWE-Marktübersicht 2010. DSas Jahrbuch der Windenergie. ISBN 978-3-9806657-7-3.

Weblinks

Commons: Windkraftanlage – Album mit Bildern, Videos und Audiodateien

Forschungsinstitute

• DEWI GmbH – Deutsches Windenergie-Institut
• Fraunhofer-Institut für Windenergie und Energiesystemtechnik
• Stiftungslehrstuhl Windenergie der Universität Stuttgart
• ForWind, ForWind – Zentrum für Windenergieforschung

Technische Informationen

• Sehen und verstehen: das Windkraftwerk. In: Strom-online.
• Historische Entwicklung der Windenergie – Altertum bis Neuzeit. In: Wissen Windenergie.
• www.wind-energy-market.com - Windenergieanlagen Datenbank – Von der Kleinwindanlage bis zur Multimegawatt-Turbine.
• Animationen zur Berechnung und Konstruktion von Windkraftanlagen
• Windatlas Österreich

Windatlanten und Windpotential

• Windatlanten der Welt gepflegt von der Wind Energy Division an der Risø DTU
• AuWiPot, Windatlas und Windpotentialstudie Österreich, erstellt von Research Studios Austria (2009–2011)
• Windatlas Baden-Württemberg, Informationen des Wirtschaftsministeriums Baden-Württemberg
  • Kartenmaterial beim Daten- und Kartendienst der LUBW

Interessengruppen

• Bundesverband WindEnergie (Deutschland)
• Fördergesellschaft Windenergie (Deutschland)
• Bundesverband Kleinwindanlagen (Deutschland)
• IG Windkraft (österreichische Interessenvertretung für Windenergiebetreiber, -hersteller und -förderer)
• EWEA: Europäischer Windkraftverband (englisch)
• Portal mit Linksammlung von Initiativen gegen Windkraftanlagen
• Portal mit zusammengestellten News über Windenergie und regenerative Energien

Offshore-Windenergie

• Informationsportal der dena zur Offshore-Windenergie
• Katharina Schöbi: Windenergie mit Wellengang. In: wissenschaft.de. 20. September 2006 (schwimmende Windkraftwerke auf dem offenen Meer sollen in Zukunft Strom erzeugen)

Multimedia zur Windenergie

• Internetseite mit Zusammenstellung von Videos und Bildern über Windkraftanlagen und Windenergie
• Internetseite zur Auslegung und Nachrechnung (Kennfeld) von Windkraftanlagen