Glossar

Die Windenergieanlagen werden von der Regelelektronik bei ertragsversprechenden Windgeschwindigkeiten (Anlaufwindgeschwindigkeit) angefahren und bei zu großen Windgeschwindigkeiten (Abschaltwindgeschwindigkeit) wieder abgeschaltet. Die Windgeschwindigkeit kann dabei von der Elektronik über das Anemometer ermittelt, oder aus der Drehzahl des Rotors und der abgegebenen Leistung abgeleitet werden. Ist die Windgeschwindigkeit für einen wirtschaftlichen Betrieb zu gering, wird die Anlage in Leerlauf- bzw. Trudelzustand versetzt. Dabei werden die Blätter bei Anlagen mit Pitchregelung in Segelstellung gedreht, Anlagen mit Stallregelung werden aus dem Wind gedreht. Ein Festsetzen des Rotors würde die Lager mehr belasten als der Trudelbetrieb mit leichter Bewegung. Der Generator, beziehungsweise der Wechselrichter wird vom Stromnetz getrennt. Die Regelelektronik und die Stellantriebe für Rotorblattverstellung und Windrichtungsnachführung beziehen dann ihre Energie aus dem Netz. Die Anlagen besitzen auch eine Notstromversorgung, um bei Netzausfall ein sicheres Abschalten (Blätter in Segelstellung drehen und/oder bremsen) zu gewährleisten. Ab einer Windgeschwindigkeit von 2–4 m/s (Windstärke 2–3 Bft) schaltet die Regelung die WEA ein, da erst dann nennenswerte Energiemengen in das Stromnetz abgegeben werden können. Im normalen Betrieb wird die Anlage entsprechend den konstruktiv festgelegten Drehzahlregelkonzepten (siehe folgende Absätze) betrieben. Bei sehr großen Windgeschwindigkeiten (typische Abschaltgeschwindigkeit 25–35 m/s, Windstärke 10–12 Bft) wird die Anlage abgeschaltet, um Schäden durch mechanische Überbelastung zu vermeiden. Pitchgeregelte Anlagen drehen ihre Blätter in Segelstellung und gehen in den Trudelbetrieb, stallgeregelte Anlagen werden aus dem Wind gedreht und durch die Bremse festgesetzt. Neuere Anlagen besitzen eine Sturmregelung. Diese erlaubt den Betrieb der Anlage bei fast jeder Windgeschwindigkeit, da sie bei Sturm die Rotorblätter so verstellt, dass die Anlage in einem sicheren Betriebszustand verbleibt. Sie sorgt auch für ein "sanfteres" Abschalten der Anlage, um Spannungseinbrüche im Stromnetz zu verhindern.

Zur Erfüllung des Kyoto-Protokolls ist der Anteil der regenerativen Energie am Gesamtenergieverbrauch eine wichtige Größe. Hier beträgt Anteil der Windenergie am Primärenergieverbrauch in Deutschland 0,6 %. Die produzierte Windernergieleistung (2004) von 25.000 GWh entspricht 2,6 Millionen SKE bei einem Primärenergieverbrauch von ungefähr 492,6 Millionen SKE).

Deutschland hat 2004 mit 25.000 GWh erstmals mehr Strom aus Windenergie produziert, als aus dem bis dahin meistgenutzten erneuerbaren Energielieferanten Wasserkraft (20.900 GWh). Damit beträgt der Anteil knapp 5 % der gesamten Stromproduktion. Dies entspricht in etwa der Stromproduktion von 2,5 deutschen Kernkraftwerken.

Enercon E-40 (Auftriebsläufer, drehzahlvariabel und pitchgeregelt)Moderne Windenergieanlagen zur Stromerzeugung sind aerodynamisch angetriebene Anlagen. Bei ihnen sind die Rotorblätter als aerodynamisches Profil ausgeprägt, das ähnlich wie bei Flugzeugen durch einen Druckunterschied, der aus einem Geschwindigkeitsunterschied zwischen Saug- und Druckseite des Flügels herrührt, einen Auftrieb erzeugt. Dieser Auftrieb wird in ein Drehmoment und in Drehzahl zum Antrieb des Generators umgesetzt. Nur mit Auftriebsläufern können hohe Wirkungsgrade, die den Werten der Betzschen Theorie nahe kommen, erreicht werden. Die Regelung der Rotordrehzahl erfolgt entweder über den so genannten Stalleffekt (Strömungsabriss), oder über eine Veränderung des Anstellwinkels des Rotorblattprofils (Pitchen; von Englisch to pitch = neigen). Weitere Informationen dazu weiter unten im Abschnitt Drehzahlregelung.

In besonderen Situationen wird die Windenergie so verstärkt, dass es zu Stürmen kommt, die in ihrer Extremform zu großen Zerstörungen an der Natur und den von Menschen geschaffenen Bauwerken führen. Oft sind auch direkt oder indirekt Menschen betroffen. Diese Naturkatastrophen treten in bestimmten Gebieten der Erde jahreszeitlich bedingt, und in Kombination mit anderen Wetterfaktoren regelmäßig auf, kommen aber in Einzelfällen auch an anderen Orten vor.

Zur Stromerzeugung haben sich heute Windenergieanlagen mit horizontaler Rotationsachse durchgesetzt. Die häufig der Vollständigkeit halber aufgeführte Bauform des Flettner-Rotors hat für die stationäre Windenergienutzung keine Bedeutung. [Bearbeiten] Horizontale Rotationsachse Nahaufnahme RotornabeWindenergieanlagen mit horizontaler Rotorachse müssen der Windrichtung nachgeführt werden. Die Gondel ist mit einem so genannten Azimutlager horizontal drehbar auf dem Turm angebracht. Die Windrichtung wird bei großen Anlagen über die Windrichtungsgeber ermittelt. Die Ausrichtung des Rotors in den Wind erfolgt dann mittels Stellmotoren. Man unterscheidet, ob sich der Rotor auf der dem Wind zugewandten Seite (Luvläufer) oder auf der dem Wind abgewandten Seite (Leeläufer) des Turmes befindet. Ein Vorteil von Leeläufern ist, dass (bei kleinen Anlagen) auf einen Windnachführungsmechanismus verzichtet werden kann. Der Wind dreht den Rotor automatisch in die richtige Richtung und sorgt für eine sogenannte passive Windnachführung. Leeläufer haben den weiteren Vorteil, dass die Gefahr einer Rotorblattberührung mit dem Turm deutlich geringer ist, jedoch konnten sie sich bei großen Anlagen nicht durchsetzten, da es zu Unstetigkeiten in der Rotordrehzahl und zu mechanischen Schwingungserscheinungen und elektrischen Schwankungen kommt (Oberwellen), wenn ein Rotorblatt den Windschatten des Turmes durchquert und damit kurz das Antriebsdrehmoment schwankt. [Bearbeiten] Vertikale Rotationsachse H-DarrieusWindenergieanlagen mit vertikaler Rotationsachse unterscheidet man in Savonius-Rotor oder Darrieus-Rotor Diese Typen fanden trotz einiger konstruktiver Vorteile, mit Ausnahme von Windgeschwindigkeitsmessgeräten, so genannten Schalenkreuzanemometern (Savonius-Rotor), nur wenig Verbreitung. Die Ursache dafür liegt neben dem geringeren Wirkungsgrad auch im Betriebsverhalten (z.B. kein Selbstanlauf beim Darrieus-Rotor).

Dänemark, EEG, Stall-Anlagen, Windfarmen USA, beginnende Verbreitung.... Mit dem Stromeinspeisungsgesetz von 1991 wurde ein Aufschwung der Windenergie in Deutschland eingeleitet. Die Stromnetz-Betreiber wurden darin zur Abnahme des erzeugten Stroms zu definierten Preisen verpflichtet. Diese Entwicklung wurde im Jahr 2001 mit dem Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) noch einmal verstärkt. In der Folge dieser politischen Entscheidung waren gegen Ende des Jahres 2003 etwa zwei Drittel der europäischen Windenergieanlagen in Deutschland installiert. Parallel dazu wurde eine führende Positionen der BRD-Wirtschaft in diesem technischen Gebiet des Maschinenbaus erreicht.

Schema einer WindenergieanlageEine Windenergieanlage besteht im wesentlichen aus einem Rotor mit Nabe und Rotorblättern, einer Maschinengondel, die den Generator und häufig ein Getriebe (außer Enercon) beherbergt. Sie ist drehbar auf einem Turm gelagert, dessen Fundament die notwendige Standsicherheit gibt. Dazu kommen die Überwachungs- Regel- und Steuerungssysteme sowie die Netzanschlusstechnik in der Maschinengondel und im Fuß des Turmes oder außerhalb.

1978 vom Bundesforschungsministerium beschlossen, stand von 1983 bis 1987 im Kaiser-Wilhelm-Koog bei Marne die Versuchsanlage GROWIAN (Große Windenergie-Anlage). Sie war lange Zeit die größte Anlage der Welt. Ausgerüstet mit einem über 100 Meter durchmessenden Zweiblattrotor, der als Leeläufer auf der windabgewandten Seite des Turmes lief, wurden Erfahrungen mit einer Anlagengröße gesammelt, die kommerziell erst Ende der 1990er Jahren erreicht werden sollte. Hauptsächlich aufgrund seinerzeit noch nicht beherrschbarer Materialprobleme war die Anlage jedoch weitestgehend ein Misserfolg. Sie erreichte nicht einmal einen dauerhaften Testbetrieb. 1988 entstand auf 20 Hektar am ehemaligen Versuchsgelände der erste kommerzielle Windenergiepark Deutschlands mit 30 kleinen Anlagen. Die Windenergiepark Westküste GmbH bietet heute interessierten Besuchern ein Informationszentrum rund um die Geschichte der Windenergie. Nach dem Fehlschlag GROWIAN wurde die kleinere, nur etwa halb so große Anlage WKA-60 ("GROWIAN 2") entwickelt und 1990 auf Helgoland zum ersten Mal in Betrieb genommen. Wiederum gab es Materialprobleme und da sich die Schäden nach dem dritten Ausfall nicht mehr versichern ließen, blieb es bei lediglich vier Anlagen.

Die elektrische Ausrüstung lässt sich in den Generator, in das System zur Netzeinspeisung und das Steuer- und Überwachungssystem für den Anlagenbetrieb, unterteilen. Bei älteren drehzahlstarren Anlagen ist der Generator, teils mit Zwischentransformator zur Spannungsanpassung, direkt an das öffentliche Stromnetz gekoppelt. Er läuft ebenfalls mit Netzfrequenz. Bei modernen drehzahlvariablen Anlagen mit Synchrongenerator (z. B. von Enercon) schwankt der vom Generator erzeugte Wechselstrom in Frequenz und Betrag ständig. Deshalb wird er mit einem Gleichrichter in Gleichstrom umgewandelt, gefiltert und in einem Wechselrichter wieder in Wechselstrom zurück verwandelt. Bei einem Asynchrongenerator braucht man eine Vorrichtung zur Blindleistungskompensation, die parallel zum Generator geschaltet wird. Bei beiden Generatorvarianten wird die Spannung zuletzt auf das Netzanschlussniveau transformiert und die WEA zusammen mit einer Messeinrichtung zur Bestimmung des eingespeisten Stroms ans Stromnetz angeschlossen. Einspeisungen von Windenergieanlagen in das Bahnstromnetz wurden bisher nicht realisiert. Der oft befürchtete "Stromüberlauf", also eine Spannungsüberhöhung im Stromverbundnetz durch deutlich höhere eingespeiste als abgenommene Leistung, wird von neueren Anlagen durch Herabregeln der Einspeiseleistung verhindert. Diese Anlagen sind in der Lage, Spannung und Frequenz im Verbundnetz zu stützen. Außerdem werden die Netzkapazitäten langsam den neuen Stromanbietern angepasst. Neuere Windparks sind auch in ihrer Gesamtheit regelbar. Ein weiterer wichtiger Teil ist die Sensorik zur Anlagensteuerung und -überwachung. Die Windenergieanlagen besitzen eine permanente Überwachung ihrer mechanischen Komponenten, um Veränderungen zu erkennen und Schadensereignissen durch rechtzeitige Maßnahmen vorbeugen zu können (z. B. mittels Schwingungsdiagnose). Die Versicherer von Windenergieanlagen fordern solche Fernüberwachungs- oder auch Condition-Monitoring-Systeme, wenn die Anlagen günstig versichert werden sollen. Die Anlagen sind an ein Ferndiagnosenetz angeschlossen, das alle Werte und Betriebszustände und eventuelle Störungen an eine Zentrale übermittelt. Von dort aus werden auch alle Wartungsarbeiten koordiniert. Die wichtigsten Kenndaten einer WEA können in speziellen Internet-Portalen den Eigentümern zur Ansicht gestellt werden. Es gibt auch Systeme, die die Eigentümer zusätzlich beim Anfahren, Abschalten oder bei Störungen per SMS informieren

Die ungleichmäßige Einstrahlung der Sonnenenergie auf die Erdoberfläche bewirkt eine unterschiedliche Erwärmung der Atmosphäre, der Wasser- und der Landmassen. Dann ist eine Seite der Erde, die Nachtseite, der Sonne abgewandt, zudem ist die solare Einstrahlung in Äquatornähe größer als an den Polen. Schon durch die hierbei entstehenden Temperatur- und damit auch Druckunterschiede, geraten die Luftmassen zwischen der Zone um den Äquator und den Polen, als auch zwischen der Tag- und der Nachtseite der Erde, in Bewegung. Die Rotation der Erde trägt ebenfalls zur Verwirbelung der Luftmassen bei, und die Schiefstellung der Rotationsachse der Erde zur Ebene, die die Erdbahn durch das Umkreisen der Sonne bildet, (ekliptikale Ebene) führt zu jahreszeitlichen Luftströmungen. Es entwickeln sich Hoch- und Tiefdruckgebiete. Da die Erde sich dreht, sind die vom Hoch- in ein Tiefdruckgebiet fließenden Luftmassen dem Einfluss der aus der Rotation resultierenden Corioliskraft ausgesetzt,sie strömen deshalb nicht geradlinig zum Ziel. Vielmehr bilden sich auf der Nord- und Südhalbkugel Wirbel mit jeweils anderer Drehrichtung. Auf der Nordhalbkugel strömen die Luftmassen (aus dem Weltall gesehen) gegen den Uhrzeigersinn in ein Tiefdruckgebiet hinein und mit dem Uhrzeigersinn aus einem Hochdruckgebiet heraus. Auf der Südhalbkugel sind die Orientierungen umgekehrt. Zu diesen globalen Störungen kommen lokale Einflüsse hinzu, die Winde entstehen lassen. Aufgrund der verschiedenen Wärmekapazitäten von Wasser und Land erwärmt sich das Land tagsüber schneller als das Wasser, und es weht tagsüber durch die entstehenden Druckunterschiede ein Wind vom Wasser auf das Land. Nachts kühlen die Landmassen schneller ab als das Wasser, und der Effekt kehrt sich um. Zusätzlich kann sich der Wind über dem Wasser ungebremst entwickeln, so dass es besonders in Küstengebieten zu regelmäßigen und starken Winden kommt. Auch durch Bergformationen und andere lokale Ausprägungen ( z.B. Städte), kann es zu Windströmungen kommen, die häufig verstärkt werden durch Verengungen an Hindernissen (Düsen- oder Kapeffekte). Die Stärke des Windes hängt in den unteren Luftschichten ganz wesentlich von den dort vorhandenen Landschaftselementen ab. Wasser, Wiese, Wald oder Bebauung werden als verschiedene Rauigkeiten abgebildet, die die Reibung der Luft an der Erdoberfläche beschreibt. Dieser Effekt führt zu einer Verringerung der Windgeschwindigkeit, in Abhängigkeit von der Höhe über dem Boden.

Seitdem Windenergieanlagen in großer Zahl hergestellt werden, ist die staatliche Forschung in Universitäten und Forschungsinstituten verstärkt worden. Ein Beispiel ist die Gründung des Deutschen Windenergie-Institut, DEWI, mit Sitz in Wilhelmshaven im Jahr 1990, wo alle zwei Jahre die Deutsche Windenergie-Konferenz (DEWEK) stattfindet. Ein Schwerpunkt der Forschung sind Offshore-Windenergieanlagen und deren Einfluss auf die Ökologie vor der Küste. Es wird auch das Zusammenspiel von Windstrom und konventionell erzeugtem Strom untersucht. Ein Aspekt ist dabei die Unstetigkeit der Windleistung, die mit Energiespeichern kompensiert werden könnte. Techniken existieren bereits in Form von Pumpspeicherkraftwerken, elektrochemischen Akkumulatorzellen und Verfahren, die überschüssige Energie in chemische Energieträger (beispielsweise Wasserstoff) umwandeln. Auf der norwegischen Insel Utsira wurde im August 2004 das erste autarke Stromnetz eingeweiht, das ausschließlich von Windenergie als Primärenergie gespeist wird. In dem auf zwei bis drei Jahre angelegten Versuch, dem ersten in diesem Maßstab, sollen zehn der insgesamt 70 Haushalte ihren Strom von zwei Enercon E-40-Anlagen beziehen. Kurzfristige Stromschwankungen werden durch einen Schwungradspeicher (5 kWh) ausgeglichen. Überschüssige Energie wird in Form von Wasserstoff in einem Druckspeicher mit einer Kapazität von maximal drei Tagen zwischengespeichert. Dieser wird bei Flaute oder Sturm, also dann, wenn die Anlagen nicht ausreichend Energie liefern, über eine 60-kW-Brennstoffzelle wieder in Strom umgesetzt. Ein Generator dient während der Erprobungsphase zur Absicherung gegen Stromausfall. Einer der Hauptinvestoren ist der norwegische (Öl-) Konzern Norsk-Hydro mit seiner Wasserstoffsparte.

Beim Tellerfundament bildet ein großer Stahlbetonteller den Fuß der Anlage. Er befindet sich unter einer Erdschicht und ist eine der am häufigsten angewandten Fundamentvarianten. Bei einer Pfahlgründung werden die Fundamentplatten (Tellerfundamente) mit Pfählen im Erdboden verankert. Tripod (Offshore) Die Anlage wird auf einen dreibeinigen Fuß gestellt. Bucket-Fundament (Offshore) Monopile (Offshore, pile: englisch für Pfahl, Pfosten) Dabei wird ein einzelner Mast im Erd- bzw. Seeboden versenkt. Schwerkraftfundamente (Offshore) werden beispielsweise in der Form von großen Betongewichten auf dem Seeboden abgelegt, die so schwer und stabil sind, dass sie die Kräfte der WEA ohne weitere Verankerungen am Seeboden aufnehmen.

WindparkWindenergie wird in vielen Ländern unabhängig von politischer Ausrichtung gefördert, beispielsweise durch Steuergutschriften (PTC in den USA), Quoten- oder Ausschreibungsmodelle (z. B. Großbritannien, Italien) oder Mindestpreissysteme (z. B. Deutschland, Spanien, Österreich, Frankreich, Portugal, Griechenland). Das Mindestpreissystem verbreitet sich immer mehr und erzielt im Mittel einen niedrigeren Strompreis bei höherer Installation an Leistung. Windenergie muss in vielen Strommärkten mit zum Teil längst abgeschriebenen Kraftwerken konkurrieren, daneben ist die Technologie noch relativ jung. Die Verbesserungspotentiale werden erst durch die industrielle Forschung und Fertigung erschlossen. Daher wurde in Form des Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) in Deutschland ein mit der Zeit sinkender Ausgleich zu den konventionellen Energielieferanten geschaffen, der es der jungen Branche erlaubt sich zu entwickeln. Hierin werden Mindestvergütungen festgelegt, die von den Netzbetreibern an die Betreiber von Anlagen zur Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien zu zahlen sind. Die Höhe der Mindestvergütung ist degressiv gestaltet, d. h. sie nimmt zukünftig ab. Außerdem vermindert die Inflation den Wert der Vergütung. Es handelt sich im Gegensatz zu einer Subvention (wie zum Beispiel der deutschen Steinkohle) nicht um eine Förderung aus der Steuerkasse, vielmehr werden die Abnehmer (Stromnetzbetreiber) zu einem etwas höheren Strompreis verpflichtet. Das Umlagevolumen der EEG-Vergütung darf dabei nicht einem Fördervolumen bzw. Mehrkosten gleich gesetzt werden. Vielmehr muss die EEG-Umlage mit vermiedenen Erzeugungskosten, Vertriebs-, Handelskosten und anteilig vermiedenen Netzkosten verrechnet werden. Hierdurch ergibt sich derzeit eine Förderhöhe, die etwa der Hälfte der EEG-Umlage entspricht. Die Mehrkosten für alle Verbraucher liegen aktuell je nach Literaturquelle tatsächlich bei etwa 0,2 - 0,6 ct/kWh bei einem Marktanteil von etwa 6 %. Zum Vergleich werden gerne 2 - 3 ct/kWh von den Stromversorgungsunternehmen hierfür beziffert. Der allgemeine Subventionsvorwurf gegen die Windenergie bezieht sich in der Regel auf die EEG-Förderung. Dass es sich bei Transfers aus dem EEG um keine Subventionen handelt, wurde vom Europäischen Gerichtshof (EuGH) bestätigt. Auch der Subventionsbegriff laut § 12 des Stabilitäts- und Wachstumsgesetzes wird vom EEG nicht erfüllt. Subventionen, die den Betreibern von Windenergieanlagen aktuell gewährt werden sind: Auf Antrag Befreiung von der Stromsteuer für Bezugsstrom (insgesamt bundesweit weniger als 100.000 € im Jahr 2004) Kreditverbilligungen der KFW-Bankengruppe. Günstige Kredite für Investitionen werden z. B. auch mittelständischen Betrieben oder Privathaushalten für Gebäudesanierungen gewährt. Auch Beteiber von Windenergianalgen können Mittel beantragen. Dies ist jedoch zeitaufwändig und die Rückzahlung unflexibel in der Tilgung, weshalb oft darauf verzichtet wird. Der Zinsvorteil dieser Kredite ist mit den Zinsen am freien Kapitalmarkt gegen zu rechnen und als Subvention zu bewerten. Bei einem Zinsvorteil von 0,5 % bis 1 % ergibt sich für 2003 eine Subvention der Windenergie von schätzungsweise 18,5 bis 37 Millionen Euro. Investitionskostenzuschüsse von Bund und Ländern für die Errichtung von Windenergieanlagen werden seit Ende der 90'er Jahre nicht mehr gewährt. Steuerlich gibt es keine Sonderregelungen für den Betrieb von Windenergieanlagen, die von anderen beweglichen Wirtschaftsgütern abweichen. Windgegner halten neben der Landschaftszerstörung durch "Windspargel" die bisher fehlende Fähigkeit zur Energiespeicherung und die höheren Kosten für Regelenergie und Ausbau der Stromverteilungsnetze diesen Berechnungen entgegen.

Die heutigen Windenergieanlagen entwickelten sich aus der Windmühlentechnik und dem Wissen über die Aerodynamik. Die ersten Anlagen zur Stromgewinnung sind Ende des 19. Jahrhunderts entstanden. 1920 zeigte Albert Betz, dass physikalisch bedingt nur maximal 59,3 % der Energie des Windes nutzbar sind. Seine Theorie zur Formgebung der Rotorblätter ist auch heute noch Grundlage für die Auslegung der Anlagen. Anfang der 1980er Jahre setzte sich das Dänische Konzept bei Windenergieanlagen durch. Im Gegensatz zu anderen Versuchsanlagen, wie beispielsweise GROWIAN setzte man hier auf eine einfache Konstruktion mit der heute allgemein üblichen horizontalen Rotationsachse und drei luvseitigen Rotorblättern, um so robuste Anlagen zu erhalten, deren Größe erst nach und nach immer weiter anstieg. In Dänemark wurden damals die Grundlagen für die moderne Windenergienutzung gelegt. Mit dem Stromeinspeisungsgesetz von 1991 begann der Aufschwung der Windenergie auch in Deutschland. In den letzten Jahren des 20. Jahrhunderts sorgten die politischen Rahmenbedingungen für einen Boom der Windenergieanlagenhersteller und förderten die industrielle Fertigung. Die Entwicklung führte zu immer größeren Anlagen mit verstellbaren Rotorblättern und variabler Drehzahl, aber auch zu politischen Auseinandersetzungen zwischen Investoren, Gegnern und Befürwortern der Windenergienutzung. Mit dem Nachfolgegesetz, dem Erneuerbare-Energien-Gesetz, setzte sich diese Entwicklung fort. Nach den Daten für das Jahr 2004 ist in Deutschland die weltweit größte Nennleistung installiert und erzeugt mehr elektrischen Strom aus Windenergie als aus Wasserkraft. Auch bei der Produktion der Anlagen und der Anlagenteile gehört Deutschland zu den Technologie- und Weltmarktführern. Die Marktführerschaft bei neu installierten Windenergieanlagen ging 2004 erstmals an Spanien.

Montage einer Anlage mit 70 m DurchmesserMit steigender Anlagengröße wurde auch die Technik weiterentwickelt. Die Leistungsregelung großer Anlagen im Megawatt-Bereich erfolgt durch Drehen der Rotorblätter (Pitchen), bei drehzahlvariablen Betrieb. Diese Anlagentypen haben nicht nur eine höhere Leistungsausbeute, sondern zeichnen sich auch durch geringere Schallemissionen aus, da der lärmintensive Stalleffekt (Strömungsabriss) unterhalb der Nennleistung nicht mehr auftritt. Der Generator ist vom Stromnetz über einen Gleichstromzwischenkreis entkoppelt. Mit diesem Konzept ist auch eine Regelung der Phasenverschiebung zwischen Spannung und Strom im eingespeisten Drehstrom möglich, so dass diese Anlagen das Netz nicht mehr belasten, sondern sogar zur Unterstützung beitragen können.

(Weitere Statisiken unter Windenergieanlagenhersteller und Windenergieanlage (WEA).) -------------------------------------------------------------------------------- Statistik Windenergie Deutschland Statistik Windenergie Deutschland und Europa (Quelle:VGB) -------------------------------------------------------------------------------- Installierte Leistung in Deutschland nach Bundesländern Bundesländer alphabetisch Anzahl WEA Leistung in MW Baden-Württemberg 252 249 Bayern 251 224 Berlin 0 0 Brandenburg 1.776 2.179 Bremen 43 47 Hamburg 57 34 Hessen 504 401 Mecklenburg-Vorpommern 1.093 1.018 Niedersachsen 4.283 4.471 Nordrhein-Westfalen 2.277 2.053 Rheinland Pfalz 694 704 Saarland 53 57 Sachsen 674 667 Sachsen-Anhalt 1.458 1.854 Schleswig-Holstein 2.688 2.174 Thüringen 440 497 Deutschland gesamt 16.543 16.629 Quelle: Deutsches Windenergie-Institut, Stand: 31. Dezember 2004

Région Leistung in MW Bretagne 19,80 Basse-Normandie 10,80 Champagne-Ardennes 1,50 Haute-Normandie 0,00 Île-de-France 0,06 Languedoc-Roussillon 104,58 Lorraine 9,00 Nord-Pas-de-Calais 24,03 Midi-Pyrénées 23,60 Pays-de-la-Loire 19,50 Picardie 4,25 Poitou-Charentes 0,00 Prov.-Alpes-Côte-d'Azur 1,70 Rhône-Alpes 3,60 Frankreich gesamt 222,42 Quelle: Deutsches Windenergie-Institut - DEWI Stand Ende 2003

In Österreich sind derzeit 424 Windenergieanlagen mit einer Leistung von 606 Megawatt am Netz (Stand Ende 2004). Dies entspricht in etwa dem Verbrauch von 350.000 Durchschnittshaushalten. Die Schwerpunkte der österreichischen Windenergienutzung liegen in Niederösterreich und Burgenland. In der Steiermark wurde 2002 in Oberzeiring der weltweit höchste Windpark auf einer Meereshöhe von 1900 m ü. NN errichtet. Er umfasst derzeit 11 Anlagen mit einer Gesamtleistung von 19,25 MW. Bundesländer alphabetisch Anzahl WEA Leistung in MW Burgenland 183 307,9 Kärnten 1 0,5 Niederösterreich 200 254,9 Oberösterreich 17 14,4 Salzburg 0 0 Steiermark 15 24,1 Tirol 0 0 Vorarlberg 0 0 Wien 8 4,4 Österreich gesamt 424 606,2 Quelle: IG Windkraft Österreich siehe: Liste der Kraftwerke#Windkraft

Unter den zwanzig größten Märkten sind alleine 13 europäische Länder vertreten, mit großem Abstand führend ist Deutschland. In Deutschland, Dänemark und Spanien gab es über Jahre eine durch den politischen Willen getragene gleichmäßige Entwicklung der Windenergie. Dies hat zur Entwicklung eines neuen Industriezweiges in diesen drei Ländern geführt. Deutsche Technologien (neben dänischen und spanischen Entwicklungen) wurden daher in den letzten Jahren auch verstärkt in anderen Märkten eingesetzt. Dadurch ist der Exportanteil deutscher Hersteller im Steigen begriffen. Obwohl die restlichen Länder mit Ausnahme der Nr. 21 (Ägypten mit 145 MW) jeweils weniger als 100 MW installiert haben, findet man hier viele Länder, die erst in den letzten Jahren die Windenergie für sich entdeckt haben und denen in den nächsten Jahren ein starkes Wachstum prognostiziert wird. Für 2005 geht man von ca. 10.000 MW neu zu installierender Leistung weltweit aus, von denen "nur" ca. 2000 MW in Deutschland hinzukommen. Dabei ist zu berücksichtigen, dass die Volllaststunden in den Ländern die tatsächlich produzierte Energie pro Jahr sehr unterschiedlich beeinflussen. Lfd. Nr. Land (Staat) Leistung in MW 01 Deutschland 16.628 02 Spanien 8.263 03 USA 6.752 04 Dänemark 3.118 05 Indien 2.983 06 Italien 1.265 07 Niederlande 1.078 08 Japan 940 09 Großbritannien 897 10 China 764 11 Österreich 607 12 Portugal 523 13 Griechenland 466 14 Kanada 444 15 Schweden 442 16 Frankreich 390 17 Australien 380 18 Irland 353 19 Neuseeland 170 20 Norwegen 160 Restliche Welt 951 Weltweit gesamt 47.574 Quelle: WINDPOWER MONTHLY 04/2005, Internet: www.windpower-monthly.com Stand: Ende 2004

5M der REpower Systems in BrunsbüttelDie derzeit leitsungsstärksten Windenergieanlagen (Stand Mitte 2005) sind die 5M der REpower Systems AG mit einem Rotordurchmesser von 126 Metern (Rotorgewicht: 18 t) und die Multibrid M5000 (Durchmesser 116 m) der Multibrid Entwicklungsgesellschaft mbH, einer Firma der Prokon Nord-Gruppe mit jeweils 5 Megawatt Nennleistung. Von beiden existiert je ein Prototyp. Enercon hat bereits fünf E-112-Anlagen mit einer Nennleistung von je 4,5 MW und einem Rotordurchmesser von 114 m errichtet und in Betrieb genommen. Die höchsten Windenergieanlagen der Welt (Stand Mitte 2005) sind zwei Enercon E-112 im Windpark Larrelter Polder in Emden. Bei einem Rotordurchmesser von 114 m und einer Nabenhöhe von 124 m bringen es beide Anlagen auf eine Gesamthöhe von 186 m. Nur wenig kleiner ist die 5M von REpower mit 183 m. Die weltweit höchstgelegene Windenergieanlage steht auf dem Gütsch nahe Andermatt in der Schweiz auf 2300 m ü. NN. Ein getriebeloser Prototyp des niederländischen Herstellers Lagerwey wurde im Sommer 2002 in Betrieb genommen. Im Oktober 2004 wurde die Anlage wegen Rissen in den Rotorblättern abgebaut. Auf dem alten Fundament steht seit dem eine Enercon E-40 mit 600 kW Nennleistung. Pro Jahr soll sie 1,5 Mio Kilowattstunden elektrische Energie liefern. Die Windenergieanlage(n) sind seit ihrer Inbetriebnahme zu einer beliebten Touristenattraktion geworden. Die nördlichsten Windenergieanlagen der Welt (Stand August 2005) sind 16 Nordex N-80 mit jeweils 2,5 MW Nennleistung im Windpark Havoygalven bei Hammerfest in Norwegen. Die südlichsten Windenergieanlagen der Welt (Stand August 2005) sind zwei Enercon E-30 in der Antarktis. Zusammen mit Dieselaggregaten (zuvor nur Dieselaggregate) versorgen sie seit 2003 die Station Mawson Bay der Australian Reasearch Division.

Bei Nennwindgeschwindigkeit gibt eine WEA ihre Nennleistung ab. Sie wird manchmal auch als installierte Leistung bezeichnet. Diese ist immer größer als die Auslegungswindgeschwindigkeit und liegt meist zwischen 12 m/s und 16 m/s (Windstärke 6–7 Bft). Oberhalb der Nennwindgeschwindigkeit wird die Leistung der Anlage konstant gehalten, da sonst die Belastungen auf alle Anlagenkomponenten weiter steigen und zu Überlastungen führen würden. Bei sehr großen Windgeschwindigkeiten (Sturm) wird die Anlage abgeschaltet, um Schäden zu vermeiden. Da der Wind keine konstante Größe ist, kann aus der Nennleistung nicht ohne weiteres auf den zu erwartenden Jahresertrag, also die von der WEA in das Stromnetz eingespeiste Strommenge, geschlossen werden. Hierzu müssen die lokalen Gegebenheiten des Windes, also Windstärke und Häufigkeitsverteilung, und Eigenschaften der WEA bekannt sein. Mit Hilfe eines Windgutachtens können die lokalen Windeigenschaften, einschließlich der zu erwartenden Unsicherheiten, routinemäßig ermittelt werden. Zur Abschätzung des Jahresertrages wird für den Standort der WEA die so genannte mittlere Windgeschwindigkeit angegeben. Sie ist ein Durchschnittswert der über das Jahr auftretenden Windgeschwindigkeiten. Die untere Grenze für einen wirtschaftlichen Betrieb einer Anlage liegt, abhängig von der Einspeisevergütung, bei einer mittleren Windgeschwindigkeit von etwa 5-6 m/s. Dabei sind jedoch auch noch weitere Faktoren zu berücksichtigen. Einrichtungen, die den Wind von einer größeren Fläche auf die Rotorfläche bündeln, sogenante Windkonzentratoren, haben in den modernen Megawatt-Windenergieanlagen 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 und kann somit in diesen natürlichen Windkonzentratoren besser genutzt werden.

A. Betz: Windenergie und ihre Ausnutzung durch Windmühlen. Ökobuch, Kassel 1982 (unv. Reprint der Ausgabe Vandenhoeck & Ruprecht, Göttingen 1926) R. Gasch, J. Twele: Windkraftanlagen. 4. vollst. überarb. u. erw. Auflage. Teubner, Stuttgart 2005, ISBN 3-519-36334-8 S. Geitmann: Erneuerbare Energien und alternative Kraftstoffe. 2. Auflage. Hydrogeit, Kremmen 2005, ISBN 3937863052 Erich Hau: Windkraftanlagen. Springer Verlag, Berlin 2002, ISBN 3-540-42827-5 Siegfried Heier: Windkraftanlagen: Systemauslegung, Netzintegration und Regelung. 4. Auflage. Teubner, Stuttgart 2005, ISBN 351936171X Jens-Peter Molly: Windenergie: Theorie, Anwendung, Messung. 2. vollst. überarb. u. erw. Auflage. Verlag C.F. Müller, Karlsruhe 1990, ISBN 3-7880-7269-5

Für die elektromechanische Energieumwandlung werden Drehstromgeneratoren, asynchroner und synchroner Bauart, eingesetzt. Die Drehzahl des Generators kann konstant, zweistufig (niedrige und hohe Windgeschwindigkeit) oder stufenlos verstellbar sein. In der Industrie haben sich verschiedene Varianten von Asynchrongeneratoren und für stufenlos verstellbare Generatoren auch Synchrongeneratoren, durchgesetzt. Die einfachste Art einen Asynchrongenerator zu betreiben, ist ihn auf nur eine Geschwindigkeit hin auszulegen. Bei einer Polpaarzahl von z.B. 2 (gleich vier Pole) ergibt sich mit der Netzfrequenz von 50 Hertz eine Drehfelddrehzahl von 1500 U/min. Wenn die Läuferdrehzahl (Drehzahl des vom Getriebe übersetzten Rotors) über der Drehfelddrehzahl liegt, dann ist die Asynchronmaschine im Generatormodus und wenn sie darunter liegt, dann arbeitet sie als Motor. Im Volllastbetrieb kann man im Generatormodus mit einer Läuferdrehzahl von z. B. 1515 U/min rechnen (Drehfelddrehzahl in U/min = 60 · Frequenz in Hz / Polpaarzahl). E-112 in EgelnBei einer Asynchronmaschine mit zwei festen Drehzahlen, gibt es die Möglichkeit die WEA wahlweise mit zwei oder drei Polpaaren zu betreiben. Damit liegen die Drehfelddrehzahlen bei 1500 U/min und 1000 U/min. Der Vorteil besteht darin, dass so der Generator sowohl bei niedrigen als auch bei hohen Windgeschwindigkeiten mit hohem Wirkungsgrad arbeiten kann. Die Konstruktion von Synchrongeneratoren erlaubt eine wesentlich höhere Polpaarzahl von z. B. 36. Deshalb kann bei deren Einsatz auf ein vorgeschaltetes Getriebe verzichtet werden. Die einfachsten Varianten eines Asynchrongenerators kommen heute in der Regel nicht mehr zum Einsatz, sondern solche, die über einen weiten Drehzahlbereich einen hohen Wirkungsgrad zeigen, wie beispielsweise doppelt gespeiste Asynchronmaschinen mit Schleifringläufer und läuferseitigem Frequenzumrichter. Dieses variable Verhalten weist ebenfalls der Synchrongenerator auf. Er hat als weiteren Vorteil, dass er mit Drehzahlen in der Größenordnung der Drehzahl des Rotors betrieben werden kann. Damit kann das Getriebe entfallen, was mit einem sehr großen Generatordurchmesser, der nennleistungsabhängig zwischen ca. 3 und 10 m (Enercon E-112) schwankt, sowie höherem Gewicht erkauft wird. Die mit der Drehzahl schwankende Frequenz der erzeugten Spannung wird gleichgerichtet und dann über einen Wechselrichter mit der gewünschten Spannung und Frequenz ins Netz gespeist. Durch die Entkoppelung von Generator und Einspeisung erreichen die Anlagen eine sehr gute Netzverträglichkeit. Der Generator und ein eventuelles Getriebe werden auf Lebensdauer, Gewicht, Größe, Wartungsaufwand und Kosten optimiert. Ein weiterer Parameter ist die Polpaarzahl des Generators, womit das Übersetzungsverhältnis eines eventuellen Getriebes festgelegt ist. Die Art der Bremse hängt von der Wahl der Rotorblattsteuerung ab. Bei Anlagen mit Stallregelung muss die Bremse in der Lage sein, die gesamte Bewegungsenergie des Rotors und des Generators im Notfall aufzunehmen. Sie muss deshalb sehr leistungsfähig sein. Teilweise wird sie auch als Betriebsbremse eingesetzt, um die Rotordrehzahl bei Windböen innerhalb der Toleranzen zu halten. Hierzu kommen meist große Scheibenbremsen zum Einsatz. Anlagen mit aktiver Stallregelung und Pitchregelung können die Rotorblätter aus dem Wind drehen und aerodynamisch abbremsen. Eine mechanische Bremsanlage fällt dann kleiner aus, oder kann sogar ganz entfallen. Alle Anlagen müssen mit zwei voneinander unabhängigen Bremssystemen ausgerüstet sein. Dazu zählen auch unabhängig voneinander verstellbare Rotorblätter. Zertifizierungsgesellschaften, wie z. B. der Germanische Lloyd, setzen Vorgaben fest für die Teile des Antriebsstranges in Bezug auf Geräusche, Schwingungsverhalten und Lastprofile. Dies ist von großer Bedeutung, da diese Teile außergewöhnlichen Beanspruchungen unterliegen.

Die ältesten Windmühlen sind aus Persien (zum Getreidemahlen), Tibet (als Gebetsmühlen) und China (zum Wasserpumpen) bekannt. Diese hatten eine vertikale Achse und funktionierten als Widerstandsläufer. In Europa sind Windmühlen seit dem 12. Jahrhundert bekannt. Sie wurden von Anfang an als Auftriebsläufer mit horizontaler Achse gebaut, was bis heute das grundlegende Prinzip moderner Windenergieanlagen ist. Entstehen konnte diese Technologie durch das zusammentreffen einiger historischer Umstände: Im Hochmittelalter hatte sich das Handwerk innerhalb der Zünfte perfektioniert Durch den relativen Wohlstand herrschte ein Mangel an billigen Arbeitskräften Durch die Christianisierung der nordischen Völker (z. B. Wikinger) verstärkt sich der Austausch zwischen Mitteleuropa und diesen Seefahrenden Völkern Windmühlen in SibirenZur Entwicklung von Windrädern führte dies auf folgende Weise: durch den Mangel an billigen Arbeitskräften zum manuellen Antrieb von Mühlen bestand Bedarf nach einer neuen Technologie. Moderne Windmühlen wurden dann möglich durch die Verbindung der, aus der Segelkunst bekannten, Aerodynamischen Kenntnisse der nordischen Völker mit der Handwerkskunst der Mitteleuropäer. Diese Windmühlen wurden im Laufe der Zeit verbessert und außer zum Mahlen auch zum Dreschen, Wasserpumpen oder -schöpfen und zum Sägen eingesetzt. Den nächsten Großen Schritt gab es erst wieder im 19. Jahrhundert. Das amerikanische Windrad, die Westernmill, die hauptsächlich in Nordamerika zum Wasserpumpen eingesetzt wurde (und wird), kann sich zum ersten mal in der Geschichte automatisch bei Sturm aus dem Wind drehen. Bis dahin musste bei jeder Mühle der Müller immer darauf achten vor einem aufziehenden Sturm Mühle zu sichern und so vor Schäden zu schützen. Damit und durch die industrielle Produktion der Mühlen war der Weg für einen massenhaften Einsatz frei. In derselben Zeit entstand allerdings auch die für die mechanische Windenergienutzung fast vernichtende Konkurrenz der Dampfmaschinen und Verbrennungsmotoren.

Die Windenergie wird seit Jahrhunderten vom Menschen für seine Zwecke genutzt. Es kam zum einen zur Nutzung des Windes zur Fortbewegung mit Segelschiffen oder Ballons. Zum anderen wurde die Windenergie zur Verrichtung mechanischer Arbeit mit Hilfe von Windmühlen und Wasserpumpen genutzt. Nach der Entdeckung der Elektrizität und der Erfindung des Generators lag auch der Gedanke der Nutzung der Windenergie zur Stromerzeugung nahe. Anfänglich wurden die Konzepte der Windmühlen nur abgewandelt und statt der Umsetzung der kinetischen Energie des Windes in mechanische Energie wurde über einen Generator elektrische Energie erzeugt. Mit der Weiterentwicklung der Strömungsmechanik wurden auch die Aufbauten und Flügelformen spezialisierter, und man spricht heute von Windenergieanlagen (WEA). Seit den Ölkrisen in den 1970er Jahren wird weltweit verstärkt nach Alternativen zur Energieerzeugung geforscht und damit wurde auch die Entwicklung moderner Windenergieanlagen vorangetrieben. Der Ausdruck Windmühle ist für stromerzeugende Anlagen nicht korrekt, da sie kein Mahlwerk besitzen.

Großes Potential wird der Windenergienutzung auf dem Meer zugeschrieben. Dort weht der Wind beständiger und erheblich stärker als auf dem Festland. Ähnlich der Erdöl- und Erdasgewinnung auf See werden diese Anlagen Offshore-Anlagen genannt. Bisher sind in Deutschland vier Offshore-Windparks außerhalb der 12-Meilen Zone genehmigt (Stand 08/2004). Seit Ende 2003 befindet sich in der Nordsee die Forschungsplattform FINO 1, auf der u.a. die Bedingungen für Windenergieanlagen im Meer untersucht werden. In der Ostsee wird zu diesem Zweck die Plattform FINO 2 errichtet. Am 20. Oktober 2004 hat eine 108 Meter hohe E-112-Offshore-Testanlage von mit 4,5 Megawatt Leistung in der Ems das erste Mal Strom ins öffentlich Netz eingespeist. Mit 4,5 Megawatt Leistung ist sie derzeit einer der größten und leistungstärksten Anlagentypen (Stand Anf. 2005).

Windenergieanlagen auf dem offenen Meer sind, wie alle Offshore-Installationen durch die aggressive, salzhaltige Meeresluft stark korrosionsgefährdet. Daher müssen zusätzliche Maßnahmen zum Schutz ergriffen werden. Dazu zählt unter anderem die Verwendung meerwasserbeständiger Werkstoffe, Verbesserung des Korrosionsschutzes und die vollständige Kapselung bestimmter Baugruppen. Zum Aufbau, beim Austausch von Komponenten und bei der Wartung vor Ort benötigen Offshore-Windenergieanlagen einige Änderungen in der Konstruktion. So muss die komplette Anlage auf im Durchschnitt höhere Windgeschwindigkeiten (andere Windklasse) ausgelegt sein, was z. B. eine entsprechende Konstruktion des Rotors notwendig macht. Wenn der Rotor die höheren Windgeschwindigkeiten ausregelt, kann zwar von der größeren Beständigkeit des Windangebots, aber nicht vom stärkeren Wind profitiert werden. Ein weiteres Standortproblem sind die Schwingungen, zu denen eine WEA durch die See angeregt werden kann. Unter ungünstigen Bedingungen können sie selbstverstärkend wirken, so dass ihr Auftreten ebenfalls in der Konstruktion und Betriebsführung berücksichtigt werden muss. Da deutsche Windenergieanlagen nicht in der Nähe der Küste, sondern in der Regel in der Ausschließlichen Wirtschaftszone des deutschen Festlandsockels weit draußen in tiefem Wasser geplant werden (siehe auch Seerecht), muss der Zugang zu den Anlagen z. B. mit einem Hubschrauber ermöglicht werden. Auch der Transport der erzeugten elektrischen Energie, bis zum Einspeisepunkt an der Küste, bedarf gesonderter Vorkehrungen. Man benötigt Hochspannungsleitungen als Seekabel, und sollte man, um viele einzelne Seekabel zu vermeiden, an eine alle Windparks verbindende Verkabelung denken, dann benötigt man ein viele hundert Kilometer langes Hochspannungsgleichstromkabel. Zur Gründung einer WEA auf See muss auf maritime Technologien zurückgegriffen werden. Da mit Schiffskollisionen zu rechnen ist, muss die Konstruktion so gewählt werden, dass die WEA zwar einem Orkan trotzt, aber nur geringe Schäden an einer Schiffshülle anrichtet. Zusätzlich besteht die Gefahr, dass die WEA bei einer Kollision im schlimmsten Falle umstürzt.

Windenergie ist kinetische Energie der Luftteilchen, welche sich mit der Geschwindigkeit v bewegen. Eine Kreisfläche die senkrecht zur Windrichtung steht, wird dabei in der Zeit t von folgender Masse durchströmt: m=pV=p*Avt=p*pi*r * r*v*t Somit ergibt sich die kinetische Energie des Windes zu: Ekin = 0,5 m v v = 0,5 pi * P * r* r* T *v*v*v Pwind = Ekin / t = 0,5 pi * p *r* r*v*v*v Hierbei ist bemerkenswert, dass die Windleistung mit der dritten Potenz der Windgeschwindigkeit zunimmt. Somit ist diese einer der bestimmenden Faktorn bei der technischen Nutzung der Windenergie. Die Leistung des Windes, welche etwa ein Windgenerator als elektrische Leistung nutzen kann ist erheblich geringer, weil die Geschwindigkeit in einem Windrad nicht auf "0" abgebremst werden kann. Diese Tatsache wird mit dem Betzschen Faktor berücksichtigt. Dieser Betzsche Faktor ist kein Wirkungsgrad, sondern ein sogenannter "Erntefaktor", da die nicht geerntete Windenergie erhalten bleibt, einerseits in der oben genannten Restbewegungsenergie des durch das Windrad hindurchtretenden Windes, andererseits, weil der Wind dem Windrad ausweicht und dieses ungebremst umströmt. Dieser Teil macht im genannten Erntemaximum 1/3 der gesamten Windleistung aus, während der Energieverlust durch die Restenergie der durch das Windrad getretenen Luftmenge nur ca. 12% ausmacht. Insgesamt ergibt sich somit ein Erntegrad von ca. 67% mal 88% oder ca 59,26%. In Windparks versucht man, die "Schattenwirkung" eines Windrades zu mindern, indem man die Luft weniger abbremst. Am Erntegrad ändert dies relativ wenig im Vergleich zur Minderung des Windschattens. Bei einer Abbremsung des Windes auf 50% beträgt die Restenergie noch 25%, während sich die ausweichende Luftmenge auf 25% reduziert. Der Erntegrad sinkt auf 56,25%, bei deutlich verringerter Belastung des Windrades. Bei einer Abbremsung auf 2/3 immerhin noch 46,3%. Die im Wind enthaltene Strömungsenergie kann theoretisch zu maximal 59,3 % entnommen werden. Der Wert, der die dem Wind entnommene Leistung ins Verhältnis mit der im Wind enthaltenen Leistung setzt, wird Betz'scher Leistungsbeiwert (cp,Betz) genannt und wurde von Albert Betz im Jahr 1926 ermittelt (siehe Betzsches Gesetz). Anschaulich und prinzipiell ist dieser Sachverhalt auch zu erklären: wenn der Windströmung Leistung entnommen wird, verlangsamt sich der Wind. Da jedoch der Massenstrom gleich bleiben muss, weitet sich bei einer frei angeströmten Windenergieanlage der Wind auf, da eben bei der langsameren Geschwindigkeit hinter der Anlage die gleiche Menge Luft abtransportiert werden muss. Aus eben diesem Grund ist die komplette Umwandlung der Windenergie in Rotationsenergie mit einer Windenergieanlage nicht möglich. Ein solcher Fall würde bedeuten, dass hinter der Windenergieanlage die Luftmassen ruhen würden.

Ganz entscheidend für den Boom der Windenergie in der Bundesrepublik Deutschland war das Stromeinspeisungsgesetz von 1991, das die Stromnetzbetreiber und damit auch die Endverbraucher zur Abnahme des erzeugten Stroms verpflichtete. Diese Förderung des Technologieeinstiegs in erneuerbare Energien wurde von der seit 1998 bestehenden rot-grünen Bundesregierung im Jahr 2000 im Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) mit Einschränkungen fortgeschrieben. Das Gesetz sichert den Betreibern von Windenergieanlagen feste Vergütungen des eingespeisten Stroms zu, die derzeit über dem durchschnittlichen Strombörsenwert des Stroms an der Strombörse (bis zu 7 Cent/kWh) liegen. Die den Stromverbrauchern dadurch entstehenden Mehrkosten belaufen sich im Schnitt auf 2 Euro pro Haushalt und Monat, was sich auf die Bundesrepublik Deutschland hochgerechnet auf 900 Millionen Euro Mehrkosten pro Jahr aufsummiert. Zusammen mit den Kosten für die gewerblichen Stromverbraucher beläuft sich die Belastung auf 2,2 Milliarden Euro pro Jahr für Windstrom bei einem Anteil an der Stromversorgung von 3,2 Prozent (siehe dena-Netzstudie). Die Festpreisvergütung im Rahmen des EEG hat zu einem starken Ausbau der Windenergienutzung in der Bundesrepublik Deutschland geführt. Ende 2003 war rund die Hälfte der gesamten europäischen Windenergieleistung (28.700 MW) in der BRD installiert, 10 Monate später bereits zwei Drittel. Anfang April 2004 verabschiedete der Deutsche Bundestag eine Novellierung des EEG. Diese sieht für 2004 eine um 0,5 Cent/kWh reduzierte Vergütung des Windstroms sowie eine Erhöhung der Degression der Einspeisevergütung von 1,5 % auf 2 % ohne Inflationsausgleich in den kommenden Jahren vor. Real sinkt damit die Neuvergütung zukünftig errichteter Windenergieanlagen um jährlich 3,5 bis 4 % (bei 1,5 bis 2% Inflation). Auf diese Weise soll der durchschnitttliche Windstrompreis bis etwa 2015 den durch Kraftwerksneubaue und Brennstoffkosten steigenden Marktpreis für Strom erreichen und dann unterschreiten.

Für die Regelung der Anlagen existieren verschiedene Konzepte, die sich zum Teil auch auf die Anlagenkonstruktion und deren Bestandteile auswirken. Drehzahlregelung Eine WEA ist nur dann optimal zu betreiben, wenn die Rotordrehzahl und die Generatordrehzahl auf die augenblicklich herrschende Windgeschwindigkeit abgestimmt sind. Dabei muss auf Kombination der Regelkonzepte für Rotor (Stall, aktiven Stall oder Pitch) und Generator (drehzahlkonstant, zweistufig oder variabel) Rücksicht genommen werden. [Bearbeiten] Regelkonzepte Bei einem Rotor mit Stallregelung tritt über der Nenngeschwindigkeit ein Strömungsabriss am Rotorblatt auf, der die Drehzahl und so die Leistung begrenzt. Diese konstruktive Regelung ist sicher und einfach, bringt jedoch auch einige Nachteile mit sich. Bei Rotorblättern mit aktiver Stallregelung kann der Punkt des Strömungsabrisses zusätzlich über eine Veränderung des Rotorblattanstellwinkels gesteuert werden. Da diese Anlagen in der Regel mit netzsynchronen Generatoren arbeiten, muss die Rotationsgeschwindigkeit des Rotors sehr schnell auf die sich ständig ändernde Windgeschwindigkeit abgestimmt werden, um die Frequenz und den Betrag der Spannung innerhalb der geforderten Toleranzen zu halten. Rotoren mit Pitchregelung werden ebenfalls durch Verstellen des Anstellwinkels an die momentane Windgeschwindigkeit angepasst. Jedoch arbeitet die Verstellung entgegengesetzt zu Anlagen mit Stallregelung. Durch die Drehung des Rotorblattes wird die Auftriebskraft verändert und so kann die Rotationsgeschwindigkeit geändert werden. Diese Windenergieanlagen arbeiten zumeist drehzahlvariabel, d.h. die Rotordrehzahl schwankt in einem gewissen Toleranzbereich. Der Generator bringt ein Gegenmoment zum Rotor auf. Es ist abhängig von der Leistungsabgabe des Generators. Bei einer Asynchronmaschine mit zwei fixen Drehzahlen muss die WEA je nach Windstärke zwischen diesen beiden Stufen umschalten. Generatoren mit variabler Drehzahl, Asynchrongeneratoren und Synchrongeneratoren können sich ohne Zutun den wechselnden Rotationsgeschwindigkeiten des Rotors anpassen. [Bearbeiten] Drehzahlvariable pitchgeregelte Anlagen Drehzahlvariable pitchgeregelte Anlagen stellen zur Zeit den aktuellen Stand der Technik im Windenergieanlagenbau dar. Es wird zwischen zwei Betriebszuständen unterschieden: Der Drehzahlregelung im Teillastbetrieb (Momentenregelung) und der Drehzahlregelung im Volllastbetrieb (Pitchregelung). Momentenregelung: Um eine optimale Leistungsausbeute zu erreichen, wird die Drehzahl der Anlage im Teillastbereich auf das optimale Verhältnis zwischen Umfangsgeschwindigkeit des Rotors und Windgeschwindigkeit eingestellt (Schnelllaufzahl λ optimal). Die Blätter sind dabei auf den Blattwinkel eingestellt, der das höchste Antriebsmoment an der Rotorwelle erzeugt. Die Drehzahl wird über das Gegenmoment am Generator beeinflusst. Pitchregelung: Ist bei der Nennwindgeschwindigkeit das maximale Gegenmoment am Generator (Nennleistung) erreicht, kann die Drehzahl durch weiteres Erhöhen des Generatormoments nicht mehr auf dem Arbeitspunkt gehalten werden. Daher wird der aerodynamische Wirkungsgrad der Blätter verschlechtert, indem sie aus ihrem optimalen Anstellwinkel herausgefahren werden. Diesen Vorgang nennt man Pitchen (von Englisch to pitch = neigen). Die Drehzahl der Anlage wird somit, ab Erreichen des maximalen Generatormoments, über den Anstellwinkel der Blätter beeinflusst. Böen werden durch kurzzeitige Erhöhung der Rotordrehzahl und Verstellung des Anstellwinkels besser ausgesteuert, als bei anderen Anlagen. Die Trennung von Generator und Netzeinspeisung verhindert Rückwirkungen der Rotordrehzahl auf Netzfrequenz und Spannungstabilität, diese Schwankungen werden durch Einspeiseleitungen aufgefangen. Windenergieanlagen mit Pitchregelung werden zumeist ausschließlich aerodynamisch abgebremst. Dabei wirken die drei voneinander unabhängigen Blattverstellsysteme als Bremse. Sie besitzen keine mechanische Betriebsbremse. Der Rotor wird nur zu Wartungsarbeiten festgesetzt. [Bearbeiten] Netzsynchrone Anlagen mit Stallregelung Dieser Anlagentyp wurde auch als "Dänisches Konzept" bekannt und stellte lange Zeit den Stand der Technik im Windenergieanlagenbau bis zu einer Nennleistung von etwa 500 kW dar. Er besteht aus einem Dreiblattrotor mit nicht verstellbaren Rotorblättern, der sein Drehmoment über ein Stirnradgetriebe an den Generator weiterleitet. Der Generator läuft netzsynchron. Durch die Anwendung der Dahlander-Polumschaltung am Generator können zwei Drehzahlen im Verhältnis 1:2 gefahren werden, um den Teillast- und Volllastbereich abzudecken. Dieser Anlagentyp ist maßgeblich für den schlechten Ruf der WEA in Bezug auf die Netzverträglichkeit verantwortlich. Es ist nur in einem Toleranzbereich möglich, die Rotordrehzahl konstant zu halten. Windböen können kurzzeitige Einspeisespitzen verursachen, die zu Spannungsschwankungen, Spannungs- und Stromoberwellen im Stromnetz führen. Dieses Manko konnte erst durch drehzahlvariable Anlagen mit einem Netzwechselrichter ausgeglichen werden. Viele dieser Anlagen verfügen über eine mechanische Betriebsbremse, eine große Scheibenbremse zwischen Getriebe und Generator, die bei Überdrehzahl eingesetzt wird, um den Rotor wieder auf Nenndrehzahl zu bringen. Eine weitere Bremsmöglichkeit ist die sogenannte Blattspitzenbremse. Dabei wird das Ende des Rotorblattes durch die Fliehkraft auf einer schneckenförmigen Welle aus dem Blatt herausgezogen und dabei quer zur Anströmung gestellt. Die Anlagen waren teilweise durch die Rotorblattauslegung nicht in der Lage, bei wenig Wind selbständig anzulaufen. Daher wurde bei ausreichender Windgeschwindigkeit der Generator kurz als Motor verwendet, um den Rotor in Drehung zu versetzen. Die Rotorblätter sind so geformt, dass im Nennlastbereich ein Strömungsabriss auftritt und so die Leistung auch bei starkem Wind auf die Nennleistung begrenzt. Dieser so genannte Stalleffekt bringt jedoch starke Geräuschentwicklungen mit sich. [Bearbeiten] Netzsynchrone Anlagen mit aktiver Stallregelung Windenergieanlagen 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. [Bearbeiten] 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) erfolgt über fest verbundene Kabel; Schleifkontaktringe sind bei den hohen Strömen und der Witterungsbelastung 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.

Bei großen Windenergieanlagen haben sich luvseitige Dreiblattrotoren etabliert (Dänisches Konzept). 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 min-1). Anlagen mit mehr als drei Rotorblättern wurden nur in sehr kleinen Bauformen entwickelt. Dreiblattrotoren sind schwingungstechnisch einfacher beherrschbar als Ein-, Zwei-, oder Vierblattrotoren. 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, sodass ein Rotorblatt in der oberen Position ohnehin mehr Kraft aufnimmt. Bei den heute üblichen Rotordurchmessern ist dieser Effekt bereits sehr ausgeprägt und muss bei der Statik einer WEA berücksichtigt werden. Im Sinne einer möglichst gleichmäßigen Druckbelastung von Achse und Turm sind Rotoren mit einer geraden Zahl Rotorblätter oder gar einem einzigen Blatt somit ungünstig - ein großer Zweiblattrotor muss zur Dämpfung des Windschatteneffekts senkrecht schwenkbar ausgeführt werden (Taumelrotor). Fünf oder sieben Blätter würden zwar die Auswirkungen des Windschatteneffekts reduzieren, jedes weitere zusätzliche Blatt bedeutet aber Mehraufwand, auch bei der Gesamtkonzeption, der nicht immer durch zusätzlichen Ertrag der Anlage wieder eingebracht werden kann. 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.

Die Rotorblätter sind elementarer und prägender Bestandteil einer WEA. Mit ihnen wird die Windenergie aus der Luft entnommen und dem Generator zugeführt. Sie sind für einen Teil der Betriebsgeräusche verantwortlich. Deshalb werden sie nicht nur laufend auf einen höheren Wirkungsgrad, sondern auch auf Geräuschminderung hin optimiert. Die Rotordurchmesser bei den heute üblichen Anlagengrößen liegen etwa zwischen 40 und 90 m. Moderne Rotorblätter bestehen aus glasfaserverstärktem Kunststoff und werden in Halbschalen-Sandwichbauweise mit Versteifungsholmen oder -stegen im Inneren hergestellt. Auch Kohlenstofffasern haben bereits bei einigen Herstellern Eingang in die Fertigung gefunden. Die Rotorblätter sind mit einem Blitzschutzsystem ausgerüstet, das die Entladung an die Erdung des Maschinenhauses abgibt. Ein mögliches Phänomen an den Blättern ist Eisbildung. Sie führt zu einer Wirkungsgradminderung, da sie die Form und damit das aerodynamische Profil der Blätter verändert. Auch Unwucht des Rotors ist eine Folge. Abfallende Eisbrocken stellen eine mögliche Gefährdung unterhalb der Rotorblätter und in der näheren Umgebung dar. Eisabfall wurde schon mehrfach dokumentiert, jedoch keine Personen- oder Sachschäden, da der Abfall wegen der verschlechterten Aerodynamik nur bei geringer Dehrzahl 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), Beobachtung der Temperatur und / oder Unwucht am Rotor. 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/Rotorblatt, was dennoch gering ist gegenüber der eingespeisten Leistung (mehrere hundert bis zu tausende Kilowatt).

Eine weitere wichtige Kennzahl ist die sog. Schnelllaufzahl λ (lambda). Sie gibt das Verhältnis der Umfangsgeschwindigkeit des Rotors (Blattspitzengeschwindigkeit) zur Windgeschwindigkeit an. Dreiblattrotoren, wie sie heute bei großen Anlagen Standard sind, erreichen bei einer Schnelllaufzahl von 7 bis 8 den größten Wirkungsgrad. Durch den Betriebspunkt mit dem höchsten Leistungsbeiwert und der Auslegungsschnelllaufzahl ergibt sich auch die Auslegungswindgeschwindigkeit

Bei einer versicherten WEA ist in der Regel eine Feuerlöschanlage vorhanden, um Brände in der Mechanik und Elektronik bekämpfen zu können. Im Windpark Holtriem bei Westerholt gibt es eine WEA von Typ E-66, die mit einer Aussichtsplattform ausgerüstet ist. Über eine Innenwendeltreppe mit 297 Stufen gelangen die Besucher zum verglasten Aussichtsrondell in 65 m Höhe unter dem Maschinenhaus. Vier baugleiche WEA stehen bei Aachen, nahe der Messe Hannover, in Österreich und in Großbritannien. Manche Windenergieanlagen dienen auch als Standort für Sendeantennen von Funkdiensten mit kleiner Leistung im Ultrakurzwellen-Bereich, wie den Mobilfunk.

International sind die Länder Deutschland vor USA, Spanien, Dänemark und Indien die größten Nutzer von Windenergie zur Erzeugung von elektrischem Strom. Österreich lag Ende 2003 auf Platz 11

Windenergieanlagen entwickelten sich aus der Windmühlentechnik heraus, deren Geschichte auf der von Windmühlen beruht. Mit der großtechnischen Nutzung der elektrischen Energie ab 1882 begann die Elektrizität auch für die Bevölkerung ein wichtiges technisches Hilfsmittel zu werden. Die Elektrifizierung der Städte schritt rasch voran, doch die Versorgung der ländlichen Gebiete erforderte einige Voraussetzungen. Es musste erst ein Übertragungsnetz für elektrische Energie geschaffen werden, und die Elektrizitätswerke mussten überhaupt in der Lage sein, im Verbundbetrieb zu laufen. In Deutschland waren in den 1920ern schon fast alle Dörfer an das Verbundnetz angeschlossen, jedoch war die Infrastruktur in vielen anderen Ländern noch nicht so weit fortgeschritten. Zur Verbesserung der Versorgung mit elektrischer Energie gab es in der zweiten Hälfte des 19. Jahrhunderts verstärkt Versuche, mit Hilfe der Windenergie elektrische Energie zu erzeugen. Da die Windmühlen zu diesem Zeitpunkt noch sehr weit verbreitet waren, gab es mehrfach Gedanken, diese zum Betrieb eines Dynamos umzurüsten. Scientific American berichtet 1890 über Brushs WindenergieanlageCharles F. Brush (* 1849; † 1929) baute 1887/88 eine Windenergieanlage auf der Basis der als Westernmills bekannten Langsamläufer, die er zur Versorgung seines Hauses mit elektrischer Energie aus einem Batteriespeicher benutzte. Der Däne Poul La Cour hat dann, die Verdrängung der Windmühlentechnik durch die Elektrifizierung hatte schon eingesetzt, die Grundlagen der Technik wissenschaftlich erforscht. Er wandte seine Erkenntnisse als einer der ersten Wissenschaftler auf die Wandlung in elektrische Energie an und errichtete 1891 mit Mitteln seiner Regierung eine erste Versuchsanlage. Seinem guten wissenschaftlichen Fundament, seinem systematischen Vorgehen sowie seiner Geschicklichkeit bei der praktischen Umsetzung seiner Entwürfe sind wichtige Entwicklungen für die heutige Windenergieanlagentechnik zu verdanken. Er betrieb erstmalig Windkanalversuche - unter anderem zur Aerodynamik der Flügelform - und kam zum Konzept Schnellläufer, einer Anlage, bei der sich die Flügespitzen schneller als der Wind bewegen. Eine von ihm konzipierte Anlage wurde von der Firma Lykkegard als kommerzielles Produkt vermarktet, bis 1908 waren bereits 72 Stück in Dänemark zur Versorgung ländlicher Siedlungen installiert. Der Bau von Windenergieanlagen bekam durch die Treibstoffverteuerung und -verknappung im ersten Weltkrieg noch einmal Aufwind. Nach dem Krieg wurde Treibstoff günstiger. Die Technik der Windenergieanlagen blieb für lange Zeit eine Nische der technischen Entwicklung. 1920 schuf Albert Betz (* 1885; † 1968), Physiker und damaliger Leiter der Aerodynamischen Versuchsanstalt Göttingen, mit streng wissenschaftlichen Forschungen zur Physik und Aerodynamik des Windrotors weitere Grundlagen für die Entwicklung von Windenergieanlagen. Er formulierte erstmals das betzsche Gesetz und zeigte, dass das physikalische Maximum der Ausnutzung der kinetischen Energie des Windes bei 59,3 % liegt. Seine Theorie zur Formgebung der Flügel ist auch heute noch Grundlage für die Auslegung der Anlagen. Der Savonius-Rotor, ein Widerstandsläufer mit vertikaler Rotationsachse wurde um 1925 vom Schiffsoffizier Sigurd J. Savonius erfunden. Der Franzose George Darrieus patentierte 1931 in den USA den Darrieus-Rotor, ebenfalls eine Bauform mit vertikaler Achse, jedoch ein Schnellläufer. Ein weiterer Meilenstein war die 1,25 MW Smith-Putnam-Anlage (2 Flügel, Leeläufer, benannt nach Palmer Cosslett Putnam (*1910 †1986)) in Vermont, USA, 1941. Die Anlage lief mit Unterbrechungen bis 1945, dann brach einer der Flügel. Die für diese Größe notwendigen Materialien beziehungsweise Materialqualitäten waren einfach noch nicht verfügbar. 1957 wurde in Dänemark von Johannes Juul in Gedser eine 200 kW-Windenergieanlage erbaut. Sie hatte drei Flügel, die aus Stabilitätsgründen untereinander abgespannt waren. Die Anlage lief bis 1966, dann wurde sie aus Kostengründen stillgelegt. Sie wurde jedoch nicht abgebaut und erlebte 1977 eine Renaissance, als sie im Rahmen eines Abkommens einer dänischen Institution mit der NASA wieder in Betrieb genommen wurde und mehrere Jahre als Versuchsanlage diente. Anfang der 1980er Jahre setzte sich aufgrund der großen Nachfrage in den USA das dänische Konzept bei Windenergieanlagen durch. Typisch waren der Asynchronmotor (Kurzschlussläufer), ein oder zwei feste Drehzahlen und drei starre Rotorblätter (Stall-Regelung). Diese Konstruktionsweise hat sich für die 500kW-Klasse weitestgehend durchgesetzt.

Windenergieanlagen an Land gewinnen Energie, die etwa 1634 rechnerischer Volllaststunden pro Jahr (langjähriger Mittelwert deutscher WEAs) entspricht. Aufgrund der Unstetigkeit des Windes kann die mit Windenergieanlagen gewonnene elektrische Energie nur im Verbund mit anderen Energiequellen für eine kontinuierliche Energiebereitstellung genutzt werden. (Siehe auch Regelenergie) Durch die europaweite Vernetzung der Windenergieanlagen kann die Stromerzeugung jedoch teilweise ausgeglichen werden. Eine andere Möglichkeit besteht in der Nutzung von Pumpspeicherkraftwerken. Diese Form der Energiespeicherung hat aber auch Nachteile. Andererseits weht der Wind aufgrund der Sonneneinstrahlung tagsüber meist stärker als nachts und passt sich somit auf natürliche Weise dem am Tag höheren Energiebedarf an. Die Höhe der vorzuhaltenden Reserveleistung (Regelenergie) hängt hierbei auch von der Vorhersagegenauigkeit des Windes, der Regelungsfähigkeit des Netzes sowie dem Stromverbrauch ab. (weitere Informationen im Artikel Windenergieanlage.) Windenergie ist, wenn alle externen Kosten der Energieerzeugung (auch die Umweltschäden durch z. B. Schadstoffausstoß) einbezogen werden, neben der Wasserkraft eine der billigsten Energiequellen (siehe [1]). Moderne Windenergieanlagen besitzen eine kurze energetische Amortisationszeit von nur wenigen Monaten. (siehe [2]). Als lukrativ gelten Winde, die in einer Höhe von 80 Metern über dem Erdboden wenigstens 6,9 m/s vorankommen. Sie werden als Winde der Klasse drei bezeichnet und sind an der Nordsee, der Südspitze Südamerikas, der australischen Insel Tasmanien und an den Großen Seen im Norden der USA üblich.

(lat.: turbare = drehen, beunruhigen, verwirren) ist die räumlich und zeitlich ungeordnete Strömung eines Gases oder einer Flüssigkeit. Turbulente Strömungen enthalten im Gegensatz zu laminaren Strömungen zahlreiche Verwirbelungen, die ein breites Spektrum von Längen- und Zeitskalen umfassen. In der Luftfahrt bezeichnen Turbulenzen Luftverwirbelungen, die durch Wetter, Hindernisse in der Luftströmung oder andere Luftfahrzeuge hervorgerufen werden. Turbulenzen können Luftfahrzeuge erfassen und zu Steuerungsproblemen, schwer kontrollierbaren Flugzuständen bis hin zu Abstürzen führen. Besonders kritisch können sich Turbulenzen bei einer Luftbetankung auswirken. In der Umgangssprache wird turbulent oft verwendet, um unübersichtliche, sich schnell verändernde Situationen zu beschreiben. Ein Beispiel ist die Beschreibung von Märkten, insbesondere von Kapital- und Aktienmärkten. Hier meint dieser Begriff die unvorhersehbaren, besonders "stürmischen" Kursverläufe.

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 der Lebensdauer in aller Regel nicht weiter als Träger für moderne Anlagengenerationen genutzt werden. Die Höhe des Turmes ist ein entscheidender Faktor für den Ertrag einer WEA, da in höheren Luftschichten die durch Bodenrauhigkeit (Bebauung und Flora) hervorgerufen Turbulenzen wesentlich verringert sind und somit der Wind konstanter und stärker weht. Während an Küstenstandorten schon relativ kleine Türme ausreichen, werden speziell im Binnenland vor allem hohe Türme aufgestellt. Die Hersteller bieten meist verschiedene Turmhöhen und Varianten für die gleiche Anlage an. Bei kleineren Anlagen (bis ca. 500 kW) wurden zum Teil Türme mit Außenaufstieg, also einer Leiter außen am Turm, verwendet. Dies erlaubte eine schlankere Gestaltung der Türme, da dann das Innere nicht begehbar sein musste. Größere Anlagen werden, mit Ausnahme von Gittermasten, grundsätzlich innerhalb des Turmes bestiegen. Große Türme (über 80 m) haben im Inneren in aller Regel einen Fahrkorb oder Aufzug, der den Aufstieg erleichtert. Daneben gibt es oft auch noch eine Materialwinde. Gittermastwindenergieanlage bei TarifaStahltürme bestehen meist aus zwei bis vier Segmenten, die mit Flanschverbindungen verschraubt werden. Die Wandstärken betragen etwa 20 bis 40 mm. Auch das Verschweißen von Segmenten auf der Baustelle wird getestet. Die 100-m-Türme werden danach in einem Stück aufgerichtet und mit dem Fundament verschweißt. Vorteil dieser Variante ist der Wegfall der Flanschverbindungen. Es handelt sich jedoch noch um Prototypen. Betonturm in Gleitschalung (auch Ortbeton-Turm genannt, da der Turm "vor Ort" gebaut wird und der Beton von einem regionalen Zulieferer kommt) Betonturm in Fertigteilbauweise. Die Elemente werden auf der Baustelle aufeinandergesetzt und mit Stahlseilen in der Wandung verspannt. Gittermast Beispiele für Turmhöhen in Bezug auf Rotordurchmesser und Nennleistung: etwa 40 m Rotordurchmesser etwa 500 bis 600 kW Nennleistung, etwa 40 bis 65 m Nabenhöhe etwa 70 m Rotordurchmesser etwa 1,5 bis 2 MW Nennleistung, etwa 65 bis 114 m Nabenhöhe etwa 112-126 m Rotordurchmesser etwa 4,5 bis 5 MW Nennleistung, etwa 120-130 m Nabenhöhe

Typenklasse 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 WEA können für verschiedene Typenklassen zugelassen werden. Diese Klassen spiegeln die Auslegung der Anlage für windstarke oder windschwache Gebiete wieder. Die Einordnung in Typenklassen äußert sich unter anderem in größeren Rotordurchmessern, bei gleicher Nennleistung, aber schwächerer Typenklasse. Als Bezugswerte werden die durchschnittliche Windgeschwindigkeit in Nabenhöhe und ein Extremwert verwendet, der statistisch nur ein Mal im 10-Minuten-Mittel innerhalb von 50 Jahren auftritt.

Begutachtung eines Rotorblattes und des Turmes einer WindenergieanlageDie Wechselwirkungen von Windenergieanlagen mit der Umwelt sind nicht zuletzt durch den massiven Ausbau stark in die Kritik geraten. Immer wieder angeführt werden starke Geräuschentwicklung, Schattenwurf beziehungsweise Blendung sowie der Einwand, „Windräder“ verschandelten die Landschaft. [Bearbeiten] Vogelschlag Bereits Anfang der 1980er Jahre wurde bei der deutschen Versuchsanlage GROWIAN darüber diskutiert, ob vermehrt Vögel an schnell rotierenden Flügel zu Schaden kommen könnten. Zum Ausmaß dieser Fälle von Vogelschlag gibt es inzwischen kontroverse Untersuchungen. Nach einer Studie des NABU von 2005 sterben in Deutschland jährlich etwa eintausend Vögel durch Kollision mit einer WEA. Betroffen sind insbesondere Greifvögel und Fledermäuse. Demgegenüber stehen etwa zehn Millionen getöteter Vögel durch Straßenverkehr und Stromleitungen (BUND-Schätzung). Der NABU hatte 127 internationale Studien ausgewertet und kam zum Schluss, dass durch Windenergie in Deutschland keine Vogelart gefährdet sei. [Bearbeiten] Landschaftsverbrauch Der überwiegende Anteil heute installierter Windenergieanlagen befindet sich auf landwirtschaftlich genutzten Flächen. Benötigt wird nur die Standfläche der WEA und ein Zuweg für die Wartung. Die gemeindliche Entwicklung kann durch eine WEA negativ beeinflusst werden, da genehmigte Anlagen Bestandsschutz genießen und die Ausweisung von neuen Gewerbe- und Wohngebieten, die in der Nähe von Windenergieanlagen 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 sogenannte Vorrangflächen für die Windenergie aufgestellt, sind diese für die Windenergienalagen zu nutzen. Die Errichtung an einem anderen Standort innerhalb der Gemeinde oder des Kreises ist dann unzulässig. Ein fester bundeseinheitlicher Abstand von Windenergieanlagen zu Wohngebieten etc. existiert in Deutschland nicht, jedoch erfüllt man in den meisten Fällen mit einem Abstand von 500 m zu Wohngebieten alle gesetzlichen Auflagen (wie Obergrenzen für Lärm und Schattenwurf, siehe unten). [Bearbeiten] Auswirkungen auf Standorte im Meer Um die erheblich stärkeren Winde auf See nutzen zu können, wird in Deutschland vermehrt die Errichtung von Windparks auf dem offenen Meer, sogenannte Offshore-Windparks geplant. In anderen europäischen Ländern (Dänemark, Schweden, Großbritannien) sind sie bereits realisiert. Auch hier werden Bedenken vorgetragen: Befürchtet werden beispielsweise Kollisionen mit vom Kurs abgekommenen Schiffen und eine Beeinträchtigung der Meeresökologie (vornehmlich durch Geräuschentwicklung unter Wasser während des Fundamentbaus). Hinzu kommt, dass die Entfernung zu den Abnehmern länger ist als bei den Anlagen an Land und zudem neu verkabelt werden muss. Dies könnte zu Baumaßnahmen im Wattenmeer führen, das fast komplett als Biosphärenreservat und Nationalpark (wichtiges Gesetz hier: Eingriffsregelung) ausgewiesen ist. Die langen Leitungswege führen zudem zu einem Transportverlust von Energie, so dass die Energieausbeute aus den Anlagen sinkt. [Bearbeiten] Schattenwurfregelung/Diskoeffekt Nach dem Bundesimmissionsschutzgesetz darf der Schattenwurf einer (neuen) Windenergieanlage auf (bestehende) Wohnhäuser nicht mehr als 30 Stunden pro Jahr betragen. Insbesondere der flackernde Schatten des drehenden Rotors ist dafür von Bedeutung, da er bei zu geringem Abstand und ungünstiger Position zur Sonne sehr lästig sein kann. Der Abstand und die Aufstellung ist daher entsprechend der 30-Stunden-Regel zu wählen. Anlagen, bei denen die Gefahr des Schattenwurfes besteht, können stattdessen mit einer sonnenstands- und wetterabhängigen Schattenwurfregelung ausgerüstet werden. Diese schaltet die WEA ab, wenn Gefahr besteht, dass Schattenwurf (beispielsweise auf Wohngebiete) entsteht. Als Faustregel für eine problemlose Aufstellung gilt ein Abstand von 500 m zum nächsten Wohnhaus, da dann der Schattenwurf bei ungünstigster Position und unbedecktem Himmel nur während insgesamt etwa 20 Stunden pro Jahr auftreten kann. Der "Diskoeffekt" bezeichnet Lichtreflektionen durch die Rotorblätter, er wird häufig mit der Schattenwurferscheinung des Rotors verwechselt. Zu seiner Vermeidung hat sich die Verwendung von nichtreflektierender Farbe durchgesetzt und auch bewährt. Er spielt daher keine Rolle mehr bei der Abstandsbestimmung. [Bearbeiten] Schall Ein weiterer Aspekt sind Schallemissionen. Nach dem Bundesimmissionsschutzgesetz darf der von einer technischen Anlage ausgehende Schall in reinen Wohngebieten nachts nicht lauter als 35 dB(A) sein (allgemeines Wohngebiet 40 dB, Dorf- und Mischgebiet 45 dB, Gewerbegebiet 50 dB, Industriegebiet 70 dB). Für baurechtlich nicht festgesetzte Gebiete (z.B. Einzelgehöft im Außenbereich) werden nach aktueller Rechtsprechung die Werte für Mischgebiete angesetzt. Zum Nachweis eingehaltener Grenzwerte muss im Rahmen des Genehmigungsverfahrens ein Schallgutachten erstellt werden. Der Schall von Windenergieanlagen ist in der Hauptsache das Windgeräusch der sich im Wind drehenden Rotorblätter. Je größer also der Rotordurchmesser, desto lauter die Anlage. Natürlich gibt es hier Ausnahmen und Unterschiede zwischen verschiedenen Herstellern. Der Schalleistungspegel wird nach genormten Verfahren durch akkustische Messungen bestimmt. Gängige Werte liegen zwischen 98 dB(A) und 109 dB(a). Diese Werte stellen die rechnerische Konzentration der Schallenergie der Rotorfläche auf einen Punkt dar. An keinem Ort an der Windenergieanlage, zum Beispiel auf der Gondel, wird er tatsächlich erreicht. Aus der Ferne betrachtet ist es jedoch egal, ob die Schallenergie von einem Punkt oder einer Fläche emittiert wird. Die stärkeste Wahrnehmbarkeit wird bei 95% der Nennleistung angenommen, also bei Windgeschwindigkeiten zwischen etwa 10 m/s und 12 m/s in Nabenhöhe. Bei niedrigeren Windgeschwindigkeiten sind die Schallleistungspegel geringer, bei höheren werden sie von natürlichen Windgeräuschen überlagert. Die Grenzwerte, die niemals überschritten werden dürfen, werden also in der meisten Zeit kaum erreicht. Bei einer als Punkt betrachteten Schallquelle nimmt die Lautstärke bei Verdoppelung des Messabstandes jeweils um ca. 6 db ab. Mit 500 m Abstand zum nächsten Wohngebäude ist der Schalleinfluss einer einzelnen Windenergieanlage in jedem Fall unter dem Grenzwert, oft wird bereits bei 300 m der Grenzwert von 45 db(A) im Aussenbereich eingehalten. Besondere Schall-Effekte durch Windenergieanlagen, wie Innenraumgeräusche in Wohnungen, konnten bisher nicht durch wissenschaftliche Untersuchungen belegt werden (Infraschall). Drehzahlvariable Windenergieanlagen, die in der Nähe von Wohngebieten stehen, können zu bestimmten lärmsensiblen Zeiten, beispielsweise nachts, in einen schallreduzierenden Betriebszustand gebracht werden. Da die Lärmemission besonders von der Blattspitzengeschwindigkeit und dem Getriebe abhängt, wird dazu die Drehzahl des Rotors abgesenkt. Diese Maßnahme führt jedoch immer auch zu einem Ertragsverlust für den Betreiber. Die Reduktion von Schallemissionen ist eine der Hauptarbeiten bei der Weiterentwicklung der Anlagen. [Bearbeiten] Energierücklaufzeit Die Energierücklaufzeit beschreibt die Zeit, die vergeht, bis ein Kraftwerk genauso viel Energie erzeugt hat, wie zu seiner Produktion, Transport, Errichtung, Betrieb usw. benötigt wurde. Als erzeugte Energie betrachtet man in der Regel die eingesparte Primärenergie. Eine erzeugte kWhelektrisch entspricht je nach Vergleichsgrundlage 2-3 kWhPrimärenergie. Die Energierücklaufzeit beträgt bei WEA etwa zwei bis sechs Monate, auch nach konservativen Schätzungen jedoch deutlich unter einem Jahr. Energetisch können sich nur Kraftwerke amortisieren, die regenerative Energiequellen nutzen, da konventionelle Kraftwerke ständig Zufuhr von Brennstoff benötigen.

Parallel zu den Auftriebsläufern gibt es schon wesentlich länger die so genannten Widerstandsläufer. Bei diesen wird die Widerstandskraft zum Antrieb genutzt, der ein umströmter Körper ausgesetzt ist. Die Kraft wirkt in Richtung der Anströmung und nicht senkrecht zur Anströmung wie die bei Auftriebsläufern genutzte Auftriebskraft. Ein Beispiel für einen Widerstandsläufer ist das zur Windmessung verwendete Schalenkreuzanemometer. Widerstandsläufer haben einen schlechten Wirkungsgrad. Sie können theoretisch nur Leistungsbeiwerte bis cp = 0,2, also etwa ein Drittel des Betzschen Leistungsbeiwertes erreichen. Die realen Beiwerte liegen hier noch niedriger.

Weltweit gibt es viele verschiedene Winde und Windsysteme, wie zum Beispiel den Föhn, den Mistral, die Bora oder den Scirocco. Bei einer Betrachtung der vertikalen Unterteilung der Atmosphäre ist alleine deren untere Schicht, die Troposphäre, für eine Nutzung der Windenergie von Interesse. Von besonderer Wichtigkeit ist die Höhe, in welcher der Übergang von der Prandtlschicht (bis 20-60 m) zur Ekmanschicht verläuft. Diese zwei Schichten unterscheiden sich darin, wie sich die Häufigkeitsverteilung der Windgeschwindigkeit verändert. In der Ekmanschicht ist der Einfluss der Rauigkeit praktisch nicht mehr vorhanden und so ist die Windgeschwindigkeit dort gleichmäßiger und weniger durch Turbulenzen geprägt.

Bei der Windenergie handelt es sich um die kinetische Energie der bewegten Luftmassen der Atmosphäre. Sie ist eine indirekte Form der Sonnenenergie. Die Windenergie-Nutzung ist die älteste Form Energie aus der Umwelt zu schöpfen und war bereits im Altertum bekannt.

Windparklandschaft in MecklenburgVor allem in Deutschland, bedingt durch Art und Umfang der Förderung, ist die Energieerzeugung aus Windenergie ein stark umstrittenes und häufig auch ideologisch diskutiertes Thema. [Bearbeiten] Zukunftssicherheit Umweltschützer betonen, dass diese Energieform besonders schonend sei, da Wind, im Gegensatz zu Kohle oder Erdöl, eine erneuerbare Ressource ist und somit dauerhaft zur Verfügung steht. Während des Anlagenbetriebes entstehen im Gegensatz zu fossilen Energieträgern keine direkten Kohlendioxidemissionen. Ein weiteres Argument der Befürworter ist die weltweite Verfügbarkeit von Wind. Von einer Förderung der Windenergie versprechen sie sich mehr Gerechtigkeit, da auf diese Weise auch Staaten ohne Rohstoffvorkommen Autarkie in der Energieversorgung erreichen könnten. Zudem birgt die Windenergie deutlich weniger Risiken als die Kernkraft. [Bearbeiten] Schwankung des Windangebots Windenergie ist nur Teil eines Energiemixes und bildet nur eine Säule der erneuerbaren Energien. Als ihr Hauptnachteil gilt die unregelmäßige, mit dem Wind schwankende Leistungsabgabe einer Anlage. Diese Schwankungen nivellieren sich jedoch zunehmend, sobald die Summe der eingespeisten Energie über größere Gebiete gebildet wird. Zudem weht in der Westwindzone in Europa der Wind im Durchschnitt tagsüber kräftiger als nachts. Eine durchschnittliche Kurve der Einspeiseleistung von Windenergieanlagen folgt somit grob dem Verbrauch durch die Abnehmer über den Tag. Jahreszeitlich betrachtet ist das Windangebot in mittleren Breiten im Winter am höchsten und im Sommer am niedrigsten. Im Winter wird aufgrund längerer Beleuchtung, vorwiegenden Aufenthalt in Räumen und damit verbundenen Aktivitäten, Heizung etc. mehr Strom verbraucht als im Sommer. Die durch Windenergieanlagen bereitgestellte elektrische Leistung folgt also auch jahreszeitlich grob der Bedarfskurve. Trotzdem müssen Schwankungen durch ein sinnvolles Kraftwerksmanagement ausgeglichen werden. Zunehmend werden meteorologische Prognosesysteme entwickelt, die es ermöglichen, die von Windparks in das Stromnetz eingespeiste Leistung im Bereich von Stunden bis zu Tagen im voraus abzuschätzen. Bei einem Vorhersagezeitraum von 48 h bis 72 h beträgt die Genauigkeit 90 %, bei einer 6 h Vorhersage bereits mehr als 95 % und so werden zur Aufrechterhaltung eines störungsfreien Stromangebotes keine zusätzlichen teuren Regelenergie-liefernden Kraftwerke benötigt. Windleistung, die beispielsweise während windarmer Jahreszeiten nicht zur Verfügung steht, muss allerdings durch das Vorhalten von Leistung aus dem Bereich der Mittellast ersetzt werden können. Bisher reichte hierzu der bestehende Kraftwerksbestand aus. Trotz stark wachsendem Windenergieanteil wurde in den vergangen Jahren die Kraftwerksüberkapazität aus wirtschaftlichen Überlegungen heraus reduziert, sogar bei der Regelenergie (siehe VDN Jahresberichte). Ein häufig über die Windenergie verbreitetes Vorurteil sind die angeblich hohen zusätzlichen Kosten für die Regelenergie. Sicherlich ist ein zusätzlicher Kraftwerkspark vorzuhalten. Aber da die reinen Stromgestehungskosten bei konventionellen Kraftwerken niedriger liegen, verbilligt sich der Mischpreis für den "geregelten" Windstrom sogar. [Bearbeiten] Unglücksfälle Unglücksfälle kommen auch bei Windenergienlagen vor, doch da sie meist fernab von Siedlungen stehen, kam es abgesehen von Arbeitsunfällen bei der Montage und Wartung nicht zu Personenschäden. Waren früher Blitzschläge und defekte Rotorblätter die Hauptursache, so waren es in letzter Zeit eher Turmberührungen bei extremen Windböen. Dabei kann eine Anlage umstürzen oder Teile der Rotorblätter verlieren. Im Jahre 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 selbstentzündete. Brände können in der Regel durch die Feuerwehr nur im unteren Turmbereich bekämpft werden, da der Turmaufstieg mit schwerem Atemschutzgerät zu schwierig ist. Aus diesem Grund wird bei einigen der neuen 5 MW Offshore-Anlagen standardmäßig ein Brandschutzsystem eingebaut.

Eine Windenergieanlage (WEA) wandelt Windenergie in elektrische Energie um und speist diese zumeist in das öffentliche Stromnetz ein. Dies geschieht, indem die kinetische Energie des Windes den Rotor in eine Drehbewegung versetzt, welche an einen Generator weitergegeben und dort in elektrischen Strom umgewandelt wird. Im allgemeinen Sprachgebrauch und zum Teil auch in der Fachliteratur hat sich ebenfalls der Begriff Windkraftanlage (WKA) etabliert, manchmal wird auch Windkraftwerk verwendet. Dieser Artikel befasst sich mit den leistungsstarken Windenergieanlagen, die häufig in Windparks zur Stromerzeugung errichtet werden. Weitere Anwendungen werden unter Windrad und Klein-Windkraftanlage erläutert. Die Stromerzeugung durch Nutzung des Aufwindes mittels hoher Türme erfolgt in Thermikkraftwerken

Windgeneratoren sind häufig selbstgebaute, ansonsten industriell hergestellte Heim- oder Kleinwindkraftanlagen zum Betrieb von Generatoren oder Pumpen, die eingesetzt werden, um günstig und nachhaltig Aufgaben in entlegenen Gegenden, wie zum Beispiel in der Landwirtschaft, auszuführen. Voraussetzung für einen wirtschaftlichen Betrieb sind ausreichend starker und häufiger Wind. Eine Anwendung fand sich beispielsweise an Bord des Luftschiffes LZ 127 "Graf Zeppelin", wo ein Windgenerator elektrische Energie für die Funkanlage gewann. Kleiner Windgenerator und Repeller, ProfilInhaltsverzeichnis [Verbergen] 1 Andere Anwendungen 2 Siehe auch 3 Weblinks 3.1 Nichtkommerzielle Seiten 3.2 Kommerzielle Hersteller [Bearbeiten] Andere Anwendungen Turbinen, die ein strömendes Medium in eine Drehbewegung, meist zur Stromproduktion, umwandeln, kommen auch in anderen Kraftwerkstypen abseits von Windenergieanlagen zum Einsatz. So nutzen beispielsweise Thermikkraftwerke, Wasserkraftwerke und einige Bauformen von Wellenkraftwerken strömende Luft bzw. strömendes Wasser als Antriebsmedium. [Bearbeiten] Siehe auch Windrad Windenergieanlage Windenergieanlagenhersteller [Bearbeiten] Weblinks [Bearbeiten] Nichtkommerzielle Seiten www.kleinwindanlagen.de - Infos über Kleinwindanlagen www.rtg.wn.bw.schule.de - die Schulanlage des Remstal-Gymnasiums Weinstadt emsolar.ee.tu-berlin.de - Windgenerator mit hochpoliger, permanenterregter Synchronmaschine (TU Berlin) www.otherpower.com [1] [2] - Windgeneratoren im Selbstbau (englisch)

Windrad als SpielzeugEin Windrad ist eine Vorrichtung zum Umwandeln der Windenergie in eine Drehbewegung. Genaugenommen handelt es sich dabei um einen Repeller. Große, ausschließlich zur Stromerzeugung eingesetzte Windräder, werden Windenergieanlagen genannt. Für kleinere Anlagen mit einer Leistung von einigen Watt bis zu einigen Kilowatt ist der Begriff Windrad oder Windgenerator geläufig. Windräder werden für die verschiedensten Dinge eingesetzt. Meist steht dabei der Wirkungsgrad nicht unmittelbar im Vordergrund. Sie funktionieren oft nach dem Prinzip des Widerstandsläufers. Beispiele Antrieb einer Wasserpumpe oder eines Schöpfwerkes Messung der Windgeschwindigkeit (siehe Anemometer) Windmühle Spielzeug Klapotetz

Hauptartikel: Betzsches Gesetz Die Effizienz mit der die Energie des Windes auf den Rotor übertragen wird, ist für eine WEA eine wichtige Kenngröße. Durch die dem Luftstrom entnommene kinetische Energie sinkt die Windgeschwindigkeit am Rotor. Der Wind kann jedoch nicht bis zum Stillstand abgebremst werden, da sonst keine weitere Luft mehr nachströmen könnte. So können theoretisch nur bis zu maximal 59,3 % der im Wind enthaltenen Energie entnommen werden. Dieser Wert wird nach dem Physiker, der ihn ermittelte, Betzscher Leistungsbeiwert (cp,Betz) genannt. Bei einer im Wind enthaltenen Leistung (Leistung = Energie/Zeit) von P = 2,45 MW errechnet sich eine theoretisch nutzbare (maximale) Leistung Pn am Rotor von: Pn = 0,593 * 2,45MW = 1,47 MW . Wie bei allen Maschinen kann auch bei Windenergieanlagen das theoretische Maximum nicht erreicht werden. Moderne Windenergieanlagen kommen auf einen Leistungsbeiwert von cp= 0,4 bis 0,5. Der aerodynamische Wirkungsgrad einer Anlage kann über das Verhältnis des Leistungsbeiwertes der Maschine zum Betzschen Leistungsbeiwert ausgedrückt werden und liegt demnach bei etwa 70 % bis 85 % je nach Windverhältnissen und Auslegung. Zur Berechnung der tatsächlich produzierten Energie müssen zusätzlich noch die Wirkungsgrade aller mechanischen und elektrischen Maschinenteile im Gesamtwirkungsgrad berücksichtigt werden.