Windenergieanlage – Windrad

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 oder Windenergiekonverter (WEK) verwendet.

Dieser Artikel befasst sich mit den leistungsstarken Windenergieanlagen, die häufig in Windparks zur Stromerzeugung errichtet werden. Weitere Anwendungen werden unter Windrad und Klein-Windkraftanlage erläutert. Die Stromerzeugung durch Nutzung des Aufwindes mittels hoher Türme erfolgt in Thermikkraftwerken.

Geschichte der Windenergieanlagen

Hauptartikel: Geschichte der Windenergienutzung

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 höchstens 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.

Grundlagen und Energiewandlung

Rotorgeschwindigkeit

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.

Auftriebsläufer

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.

Rotorblattanzahl

Bei großen Windenergieanlagen haben sich luvseitige (dem Wind zugewandte) 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 an Rotorblättern 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.

Widerstandsläufer

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 niedrigeren Wirkungsgrad. Sie können theoretisch Leistungsbeiwerte bis cp = 0,2, also etwa ein Drittel des Betzschen Leistungsbeiwertes erreichen.

Leistung und Ertrag

Ihre Nennleistung, manchmal auch als installierte Leistung bezeichnet, gibt eine WEA bei Nennwindgeschwindigkeit ab. 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. Siehe auch: Statistik.

Einrichtungen, die den Wind von einer größeren Fläche auf die Rotorfläche bündeln, sogenannte 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.

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.

Bauformen

Horizontale Rotationsachse

Windenergieanlagen 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 durchsetzen, da es zu Unstetigkeiten in der Rotordrehzahl und zu mechanischen Schwingungserscheinungen und elektrischen Schwankungen kommt (Oberwellen), wenn ein Rotorblatt den Windschatten des Turmes durchquert und damit kurz das Antriebsdrehmoment schwankt.

Vertikale Rotationsachse

Windenergieanlagen 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).

Technik von Windenergieanlagen

Da im Wesentlichen nur Windenergieanlagen mit horizontaler Rotationsachse gebaut werden, beschränkt sich dieser Abschnitt auf Anlagen dieser Bauform.

Bestandteile einer Windenergieanlage

Eine 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.

Rotorblätter

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 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), Beobachtung der Temperatur und/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).

Maschinenstrang

Für die elektromechanische Energieumwandlung werden Drehstromgeneratoren asynchroner oder synchroner Bauart eingesetzt. Die Drehzahl des Generators kann konstant, zweistufig (niedrige und hohe Windgeschwindigkeit) oder stufenlos verstellbar sein. In der Industrie haben sich verschiedene Varianten von Asynchrongeneratoren und für stufenlos verstellbare Generatoren auch Synchrongeneratoren durchgesetzt.

Die einfachste Art, einen Asynchrongenerator zu betreiben, ist, ihn auf nur eine Geschwindigkeit hin auszulegen. Bei einer Polpaarzahl von z. B. 2 (gleich vier Pole) ergibt sich mit der Netzfrequenz von 50 Hertz eine Drehfelddrehzahl von 1500 U/min. Wenn die Läuferdrehzahl (Drehzahl des vom Getriebe übersetzten Rotors) über der Drehfelddrehzahl liegt, dann ist die Asynchronmaschine im Generatormodus, und wenn sie darunter liegt, dann arbeitet sie als Motor. Im Volllastbetrieb kann man im Generatormodus mit einer Läuferdrehzahl von z. B. 1515 U/min rechnen (Drehfelddrehzahl in U/min = 60 · Frequenz in Hz / Polpaarzahl).

Bei einer Asynchronmaschine mit zwei festen Drehzahlen gibt es die Möglichkeit, die WEA wahlweise mit zwei oder drei Polpaaren zu betreiben. 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 auch der Synchrongenerator auf. Ein weiterer Vorteil: Er kann mit Drehzahlen in der Größenordnung der Drehzahl des Rotors betrieben werden. Damit kann das Getriebe entfallen. Allerdings wird dies mit Nachteilen erkauft: einem vergrößerten Generatordurchmesser (nennleistungsabhängig zwischen ca. 3 und 10 m, letzterer für Enercon E-112) und einem folglich höheren Generatorgewicht. Die mit der Drehzahl schwankende Frequenz der erzeugten Spannung wird gleichgerichtet und dann über einen Wechselrichter mit der gewünschten Spannung und Frequenz ins Netz gespeist. Durch die Entkoppelung von Generator und Einspeisung erreichen die Anlagen eine sehr gute Netzverträglichkeit.

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

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

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

Elektrik/Elektronik/Einspeisung

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.

Turmvarianten

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 modernere Anlagengenerationen genutzt werden und werden beim Abbau der Anlage mit demontiert.

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 gleichmäßiger 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 zum Transport von Ersatzteilen.

* Stahltürme 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 bis 126 m Rotordurchmesser, etwa 4,5 bis 6 MW Nennleistung, etwa 120 bis 130 m Nabenhöhe

Fundamentvarianten

* 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.

Sonderausstattungen

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 vom 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.

Windenergieanlagen auf dem offenen Meer sind, wie alle Offshore-Installationen durch die aggressive, salzhaltige Meeresluft stark korrosionsgefährdet. Daher müssen zusätzliche Schutzmaßnahmen 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. 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.

Typklassen

WEA 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 (DBIT) in Windzonen. Die IEC Windklassen spiegeln die Auslegung der Anlage für windstarke oder windschwache Gebiete wieder. Charakteristisch für Windenergieanlagen 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 verwendet, der statistisch nur ein Mal im 10-Minuten-Mittel innerhalb von 50 Jahren auftritt.

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 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.

Solche Effizienzsteigerungen werden jedoch teilweise durch zu geringe Netzkapazitäten zunichte gemacht: Da das Netz ursprünglich nicht für WKA geplant wurde, erhitzen sich die Leitungen bei großer Einspeisung zu stark. Daher müssen die Anlagen gedrosselt werden.

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 die Kombination der Regelkonzepte für Rotor (Stall, aktiven Stall oder Pitch) und Generator (drehzahlkonstant, zweistufig oder variabel) Rücksicht genommen werden.

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.

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 Spannungsstabilität, 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.

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.

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.

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.

Umweltauswirkungen

Die Wechselwirkungen von Windenergieanlagen mit der Umwelt sind nicht zuletzt durch den massiven Ausbau stark in die Kritik geraten. Immer wieder angeführt werden die Geräuschentwicklung, Schattenwurf beziehungsweise störende Lichtreflexe (sog. Discoeffekt) sowie der Einwand, Windräder verschandelten die Landschaft.

Seitens der Hersteller von Windenergieanlagen wurde deshalb im Bereich Forschung und Entwicklung in den letzten Jahren viel getan, um die Akzeptanz innerhalb der Bevölkerung zu erhöhen. So wurden Windgeräusche durch bessere Körperschallentkopplung, Schalldämpfung und Aerodynamik stark reduziert und damit der Schallleistungspegel der Anlagen im Verhältnis zur Leistung gesenkt. Bei der Planung von Anlagen bemüht man sich um Einhaltung von angemessenen Abständen zu Wohngebieten. Bei Schattenwurf gelten unabhängig von Anlagenzahl und -größe Grenzwerte von etwa sieben bis acht Stunden im Jahr, die über Mess- und Steuerungseinrichtungen in den Anlagen eingehalten werden müssen. Der Discoeffekt trat bei Anlagen aus den Anfängen der Windenergienutzung auf, als durch glänzende Lackierungen bei Sonnenschein Lichtreflexe erzeugt wurden. Dieses Problem gehört jedoch der Vergangenheit an, da seit einigen Jahren die Oberflächen der Anlagen mit matten Lackierungen versehen sind. Bei der ästhetischen Bewertung von Windenergieanlagen spielen subjektives Empfinden, Gewöhnung und gesellschaftliche Einstellungen eine wichtige Rolle.

Vogel- und Fledermausschlag

Bereits 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 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. Dem gegenüber 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. Allerdings bestehe eine Problematik im Hinblick auf den Rotmilan. Als Greifvogel ist diese Vogelart durch WEA erhöht gefährdet, gleichzeitig ist ein Großteil der internationalen Bestände in Deutschland zu finden.

Seit einigen Jahren ist auch bekannt, dass Fledermäuse an Windenergieanlagen verunglücken können. Zunächst wurde dieses Phänomen in den USA sowie in Australien beobachtet. Inzwischen laufen auch in Europa eine Reihe von Untersuchungen, die versuchen, Umfang und Hintergründe zu beleuchten. In Deutschland sind bislang 13 Fledermausarten (Stand November 2005) mit mehreren Hundert Individuen an den Anlagen verunglückt, jedoch wurden nur wenige Zählungen veröffentlicht. Die Gründe für die Unfälle sind Gegenstand von Untersuchungen. So häufen sich die Kollisionen während der Zugzeit im August und September. Betroffen sind vor allem Arten, die im freien Luftraum jagen und/oder über große Strecken ziehen, wie der Große Abendsegler, die Breitflügelfledermaus, der Kleine Abendsegler oder die Zweifarbfledermaus. Einige Standorte, zum Beispiel 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 und stehen unter rechtlichem Schutz. 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 WEA bekannt ist.

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 Windenergieanlagen 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).

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.

Schattenwurf/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 Lichtreflexionen durch die Rotorblätter, er wird häufig mit der Schattenwurferscheinung des Rotors verwechselt. Zu seiner Vermeidung hat sich die Verwendung von nicht reflektierender Farbe durchgesetzt und auch bewährt. Er spielt daher keine Rolle mehr bei der Abstandsbestimmung.

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 Schallleistungspegel wird nach genormten Verfahren durch akustische 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 stärkste 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.

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.

Förderung in Deutschland

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 (durchschnittlich knapp unter 9 Cent/kWh) zu, die derzeit also über dem durchschnittlichen Strombörsenwert des Stroms an der Strombörse (bis zu 7 Cent/kWh) liegen.

Im schlechten Windjahr 2005 wurden 26,5 Mrd. kWh (2004: 25,5 Mrd. kWh, [1]) Windstrom in das deutsche Stromnetz eingespeist. Bei konservativer Gegenrechnung mit Grundlaststrom 2005 zu 4,6 Cent/kWh (Quelle: EEX Leipzig ), also einer Kostendifferenz von 4,4 Cent zu 9 Cent pro kWh entstanden 2005 Mehrkosten (bei Nichtberücksichtigung externer Kosten) von 1,166 Mrd. Euro bei einem Anteil von 4,3 % am Bruttostromverbrauch (gering wegen des schlechten Windjahres). Im Vergleich zu 2004 sanken damit die Mehrkosten um rund 500 Mio. Euro, da die Durchschnittsvergütung des Windstroms sank und gleichzeitig der Preis für konventionellen Strom stark anzog. In der öffentlichen Diskussion wird leider allzu oft die gesamte EEG-Umlage mit Mehrkosten gleichgesetzt, ohne die EEG-Vergütung mit dem Marktpreis zu verrechnen.

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, zehn 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 durchschnittliche Windstrompreis bis etwa 2015 den durch Kraftwerksneubauten und Brennstoffkosten steigenden Marktpreis für Strom erreichen und dann unterschreiten.

Windenergieanlagen in der Diskussion

Vor allem in Deutschland, bedingt durch Art und Umfang der Förderung, ist die Energieerzeugung aus Windenergie ein stark umstrittenes und häufig auch ideologisch diskutiertes Thema.

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 Anlagenbetriebs entstehen im Gegensatz zu fossilen Energieträgern keine Gift- und Schadstoffe, wie Schwefeldioxid oder Stickoxide, und keine direkten Kohlendioxidemissionen, die zur Klimaerwärmung beitragen. 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 bestehen bei der Windenergie keine Risiken von großen oder extrem großen Umweltschädigungen wie bei der Kernkraft.

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. Bei sehr starkem Wind kann in einigen wenigen Stunden eine Auslastung der Windanlagen in einem Windpark von bis zu 100 % der Nennleistung erreicht werden, die in ebensolcher Zeit wieder abfällt. Diese Schwankungen nivellieren sich jedoch zunehmend, sobald die Summe der eingespeisten Energie über größere Gebiete gebildet wird, und die ausgleichende Wirkung anderer erneuerbaren Energien mit ihrem gegenläufigen Angebotsverhalten einbezogen wird. Dennoch kann entsprechend dem Diagramm rechts auch in einer ganzen Regelzone über einige Tage hinweg die produzierte Windenergie sehr hoch werden und auch bei fast Null liegen. Mit der Novellierung des Gesetzes für den Vorrang erneuerbarer Energien (EEG) zum 1. Juli 2004 sind jedoch die Regelzonenbetreiber zum sofortigen horizontalen Ausgleich der Windenergieeinspeisung verpflichtet. Wird daher die Summenleistung von rund 18.000 Windenergieanlagen im deutschen Stromnetz betrachtet, so ergibt sich eine sehr langsame Summenganglinie. Die große Mittlung aus vielen Anlagen, räumlicher Verteilung und unterschiedlichem Anlagenverhalten führt bereits in einzelnen Regelzonen dazu (Ausnahme sind extreme Wetterlagen), dass die Schwankung der Windstromeinspeisung mit Mittellastkraftwerken ausgeglichen werden kann. Teure Regelenergie (Primär- und Sekundärregelung) wird in der Regel nicht benötigt. Dies belegen zum Beispiel Untersuchungen für das im Auftrag mehrerer Stadtwerke erstellte „Regelmarkt-Gutachten“ (31.10.2003, BET Aachen). Für einen marktrelevanten Zusammenhang zwischen Windstromeinspeisung und Regelenergiemenge und -preis gibt es keine Belege.

Die durchschnittliche Kurve der Einspeiseleistung von Windenergieanlagen zeigt in Westeuropa im Durchschnitt tagsüber höhere Werte als nachts und im Winter höhere als im Sommer, sie folgt somit über den Tagesverlauf wie auch jahreszeitlich dem jeweils benötigten Strombedarf. Die tatsächliche Schwankung der eingespeisten Energie muss durch ein sinnvolles Kraftwerksmanagement ausgeglichen werden. Meteorologische Prognosesysteme ermöglichen es zunehmend, 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. Bei einem starken Ausbau der Windenergie, wie es in der dena-Netzstudie untersucht wurde, wird der Bedarf an Regel- und Reservekapazität zwar steigen, kann aber laut Studie ohne Neubau von Kraftwerken, nur über den bestehenden Kraftwerkspark, gedeckt werden.

Unfallrisiken

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 selbst entzündete. 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.

Die Rotorblätter von Windenergieanlagen können bei entsprechender Witterung Eis ansetzen, welches sich bei Tauwetter als Eisabfall bei stehender und Eiswurf bei anlaufender Anlage ablösen kann. Um das Unfallrisiko durch herabfallendes Eis zu minimieren, wird in gefährdeten Regionen (z.B. Mittelgebirgen) von den Behörden das Aufstellen von Warnschildern verlangt. 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. Eisabfall wurde dabei schon oft beobachtet, es wurden jedoch noch keine Personen- oder Sachschäden dokumentiert, da Fallweite (niedrige Anlaufdrehzahl und schlechte Aerodynamik bei Eisansatz) und Eisgröße zu gering sind. Bei Eiswetterlage oder Tauwetter sollte der Aufenthalt unter Windenergieanlagen ebenso wie unter anderen hohen Gebäuden oder Konstruktionen vermieden werden.

Unfälle an Windenergieanlagen sind spektakulär, aber sehr selten in Relation zur Zahl der Anlagen. Der besonders hohe Sicherheitsstandard moderner Windenergieanlagen drückt sich sehr anschaulich in der Höhe der Betriebshaftpflichtversicherung aus, die unter anderem Unfälle und Personenschäden abdeckt. Für eine Windenergieanlage mit 2 bis 3 MW Nennleistung (entspricht dem Durchschnitt neu installierter Anlagen) beträgt diese nur 70 bis 90 Euro im Jahr. Die Versicherung eines mittelgroßen Hundes kostet etwa genauso viel.

 

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