 Referat '01 Text: © Yu-Hin Tsang,
Raffael Trappe
1. Was ist Wind?
Als "Wind" bezeichnet man die Luftbewegung, die durch
großräumige Luftdruckunterschiede ausgelöst wird.
Diese Luftdruckunterschiede werden durch die Sonneneinstrahlung
hervorgerufen. Luftschichten werden lokal unterschiedlich erwärmt,
dadurch bilden sich Hoch- und Tiefdruckgebiete. Zum Druckausgleich
fließen dann Luftströmungen, die Träger der
Bewegungsenergie des Windes (kinetische Energie), vom Hoch- zum
Tiefdruckgebiet. Der Druckausgleich wird auch von
Landschaftsunterschieden beeinflusst. Die Enegieerzeugung durch
Windkraft gehört zu den erneurbaren
Energiequellen. Sie ist im Gegensatz zur
Energieerzeugung in Kohle- oder Kernkraftwerken umweltfreundlich.
Jede mit Windkraftanlagen erzeugte kWh spart den Verbrauch fossiler Rohstoffe.
Rohstoffverbrauch für eine kWh-Strom:
Braunkohle: 1,2 kg
Steinkohle: 0,3 kg
Angereichertes Uran: 0,0045 kg
Erdgas: 0,22 m³
Schweres Heizöl: 0,2 l
2. Windnutzung
Für die Nutzung der Windenergie für die Stromerzeugung kommen nur
Gebiete mit ausreichender Windgeschwindigkeit in Betracht. Ab einer
mittleren Windgeschwindigkeit (Jahresdurchschnitt der
Windgeschwindigkeit, gemessen in 10m Höhe) von 4-5 m/s kann eine
gute Leistung erzielt werden und die Windkraft ist geeignet
wirtschaftlich Elektrizität bereitzustellen. Bei niedrigeren
Windgeschwindigkeiten ist das Energieangebot zu gering, als dass
sich eine Nutzung lohnen würde. Für die Standortbeurteilung
ist vor allem die Oberflächenstruktur der Landschaft wichtig. An
den Küsten herrschen hohe Windgeschwindigkeiten, die aber
landeinwärts durch die Bodenreibung und andere Hindernisse wie
Wälder, Bauwerke, unebenes Gelände oder die Zentren großer
Städte schnell abnehmen. Nur auf Bergen, die an die höheren
und schnelleren Windschichten reichen, werden wieder größere
Windgeschwindigkeiten gemessen. Die technischen Nutzungsmöglichkeiten
des Windes hängen jedoch nicht einfach von der mittleren
Windgeschwindigkeit ab. Eine mittlere Windgeschwindigkeit von 5 m/s
kann sich beispielsweise aus einem über 24 Stunden konstanten
Wind von 5 m/s ergeben, aber auch aus einem Orkan, der mit 30 m/s vier
Stunden lang tobt und eine darauffolgende 20 stündige
Windstille. Es kommt also darauf an, wie häufig welche
Windgeschwindigkeit auftritt. Im Jahresdurchschnitt sind die Winde am
stärksten und häufigsten im November, die meisten Flauten
im August und September.
Den günstigsten Aufstellungsort findet
man, wenn man sich ein Standortgutachten einholt. Dafür werden
Windmessungen herangezogen, genauso wie die lokalen Hindernisse
Bäume, Häuser etc. berücksichtigt werden müssen.
Deshalb sollte der Abstand der Windkraftanlage mindestens 15-20 mal
so groß wie die Höhe des Hindernisses sein oder die Höhe
der Windkraftanlage muss höher gewählt werden. Um den für
die Energienutzung wirksamen Wind richtig zu erfassen ist es wichtig,
in der Nabenhöhe der geplanten Anlage zu messen. Die
Windgeschwindigkeit nimmt mit der Höhe über dem Erdboden
exponentiell in Abhängigkeit von der Beschaffenheit
des Geländes zu. Mit einer Formel lassen sich die Windgeschwindigkeiten in Abhängigkeit von der
Standardmeßhöhe (10 m) berechnen.
| Beschreibung des Geländes | Exponent a |
| Offenes Gelände mit wenigen und niedrigen Hindernissen, z. B. flaches Gras und Ackerland mit nur wenigen Bäumen, Prärien, Küsten, flache Inseln inländischer Seen, Wüsten | 0,16 |
| Gelände mit gleichförmig gestreuten Hindernissen von 10 bis 15 m Höhe, z. B. Wohnsiedlungen, kleine Städte, Wälder, Gebüsch, kleine Felder mit Büschen, Bäumen und Hecken | 0,28 |
| Gelände mit großen und ungleichmäßig gestreuten Hindernissen, z. B. die Zentren der großen Städte, stark unebenes Gelände mit vielen hohen Hindernissen, wie Bäume etc. | 0,40 |
|
vx = v10*(x[m]/10[m])a
v10 = Windgeschwindigkeit in 10 m Höhe
vx = Windgeschwindigkeit in x m Höhe
a = Exponent der Bodenrauhigkeit
a = 0 ... 0,4
in 30 m Höhe:
v30 = 5,2 m/s*(30[m]/10[m])0,16
v30 = 6,2 m/s
in 40 m Höhe:
v40 = 5,2 m/s*(40[m]/10[m])0,16
v40 = 6,5 m/s
|
Als Beispiel wurde ein Standort an der Nordseeküste mit einer
Windgeschwindigkeit von 5,2 m/s in 10 m Höhe berechnet.
2.1 Beschleunigungseffekte: Der Tunnel-Effekt
Wenn wir uns zwischen hohen Gebäuden oder auf einem eingeschnittenen
Bergpaß befinden, können wir den gleichen Effekt
feststellen: Die Luft wird auf der Windseite von Gebäuden oder
Bergen komprimiert, und ihre Geschwindigkeit steigt beträchtlich
an, während sie zwischen den Hindernissen hindurchbläst. So
kann eine Windgeschwindigkeit, die in offenem Gelände z. B. 6 m/s
beträgt, in einem natürlichen Tunnel durchaus auf 9 m/s
kommen.
2.2 Beschleunigungseffekte: Der Hügel-Effekt
Auf Hügeln ist die Windgeschwindigkeit höher, als in der
Umgebung. Doch je steiler der Hügel ist desto rauher ist seine
Oberfläche und somit entstehen Turbulenzen. Genauso wie beim
Tunnel-Effekt sollte sich der Hügel sanft an die Landschaft
anpassen, sonst könnten die zu großen Turbulenzen das Plus
an Geschwindigkeit wieder zunichte machen.
3. Definition von Energie und Leistung
3.1 Energie
Physiker definieren den Ausdruck Energie als die Menge von Arbeit, die ein
physikalisches System verrichten kann. Entsprechend dieser Definition
kann Energie weder erzeugt noch verbraucht oder zerstört werden.
Energie kann jedoch in verschiedene Formen umgewandelt werden: Die kinetische
Energie von bewegten Luftmolekülen kann vom Rotor einer
Windkraftanlage in Rotationsenergie umgesetzt werden, diese wiederum
wird durch den angeschlossenen Generator in elektrische Energie
umgewandelt.
Da der größte Teil der Windkraftanlagen Elektrizität
produziert, messen wir ihre Leistungsfähigkeit durch die Menge
an elektrischer Energie, die sie aus der kinetischen Energie des
Windes umwandeln können. Diese Energie wird gewöhnlich in
Kilowattstunden (kWh) oder Megawattstunden (MWh) für einen
bestimmten Zeitraum angegeben, z. B. pro Jahr oder pro Stunde.
So wie bei der Solarenergie üblich, wird der Energieertrag von
Windrotoren auch auf die Bezugsfläche Quadratmeter bezogen.
Dabei ist jeder Quadratmeter der Rotorkreisfläche
gemeint den der drehende Rotor aus der Windströmung
herausschneidet. Umso größer dieser Windkreis, desto
besser kann die Bewegungsenergie der Luftströmung aufgenommen
werden. Diese Leistungsabgabe pro Quadratmeter Rotorfläche
besagt, wieviel Elektrizität die Anlage aus der
Leistungsaufnahme pro Quadratmeter Rotorfläche erzeugt.
Ertragszahlen von 100 kWh/m2 bis fast 1500 kWh/m2 Rotorkreisfläche
(GROWIAN, siehe Geschichte der Windenergienutzung) sind zu erzielen.
100 kWh/m2 gilt für das Binnenland und für eine
Kleinanlage mit einer kleinen Turmhöhe, mehr als 1000 kWh/m2
für den Küstenstandort und eine große Anlage
mit hoher Turmhöhe. Umso größer der Rotordurchmesser,
desto mehr Energie kann man dem Wind entziehen. Die kinetische
Energie des Windes hängt von der Luftdichte ab. Je "schwerer"
die Luft ist, umso mehr Energie können Windkraftanlagen
entnehmen.
Die Turmhöhe spielt deshalb eine wichtige Rolle, da der Wind anfangs
mit wachsender Höhe über Grund bei allen Landschaftsformen
relativ schnell zunimmt. Wirtschaftlich stellt der 100 m hohe Turm
eine Grenzhöhe dar, lohnt es sich doch nicht darüberhinaus
zu gehen. Die enorm wachsenden Turmkosten werden durch das "Plus"
an Energie bei Türmen mit über 100 m nicht mehr aufgebracht.
Die Windenergie ist mit den genannten Ertragszahlen als regenerative
Energiequelle deshalb so interessant, weil die Solarenergie in
unseren Breiten auf dem Gebiet der Wärmeenergie nur ca.
400 kWh/m2 (Solarkollektoren) Energie bereitstellen kann
und die Photovoltaik mit besten Solarzellen (Silizium,
Monokristalline) sogar nur ca. 90 kWh/m2 liefert.
Der Auslastungsfaktor ist eine andere Art zur Feststellung des jährlichen
Energieertrages einer Windkraftanlage. Hierbei teilt man die
tatsächliche Energieproduktion durch den theoretischen,
maximalen Ertrag, wenn die Anlage bei Nennleistung die gesamten 8766
Stunden eines Jahres laufen würde.
Bsp.: Anlage mit 600 kW installierter Nennleistung
und einer jährlichen Energieproduktion von 1,5 Mil. kWh
1500000[kWh]/(365,25*24[h]*600[kW]) = 0,285
Der Auslastungsfaktor dieser Anlage würde also 28,5 % betragen.
3.2 Leistung
Elektrische Leistung wird normalerweise in Watt (W), Kilowatt (kW), Megawatt (MW)
etc. gemessen. Leistung ist Energie pro Zeiteinheit.
Leistung kann zu einem jeden beliebigen Zeitpunkt gemessen werden, während
Energie über eine bestimmte Zeitspanne gemessen wird, z. B. eine
Sekunde, eine Stunde oder ein Jahr. Wenn eine Windkraftanlage eine
Nennleistung von 600 kW aufweist, so heißt das, dass sie 600
Kilowattstunden (kWh) an Energie pro Stunde erzeugt, vorausgesetzt,
daß sie im Nennbetrieb, auch Vollastbetrieb genannt, arbeitet.
Bei starkem Wind mit z. B. mehr als 15 m/s Geschwindigkeit, arbeiten
viele Windkraftanlagen im Nennbetrieb.
Wenn ein Land wie Dänemark über Windkraftanlagen mit einer
Leistung von z. B. 900 MW verfügt, so sagt das nicht aus, wieviel
Energie die Generatoren tatsächlich produzieren.
Windkraftanlagen laufen vielleicht nur 75 % der Stunden eines Jahres,
und nur einige Stunden pro Jahr arbeiten sie im Nennbetrieb. Um
herauszufinden, wieviel Energie Windkraftanlagen wirklich
produzieren, muß man die Verteilung der Windgeschwindigkeiten
für jede Anlage kennen. Im Falle von Dänemark erhalten wir
durchschnittlich 2300 Stunden im Vollastbetrieb. Man braucht also nur
die 1500 kW installierte Leistung einer Anlage mit den 2300 Stunden
Vollastdauer zu multiplizieren und erhalten 3450000 kWh = 3,45 MWh
Energie pro Jahr. Das reicht aus um 1000-1500 Vier-Personen-Haushalte
mit elektrischer Energie zu versorgen.
In anderen Gebieten wie in Wales, Schottland oder im Westen von Irland
wird eine Vollastdauer von 3000 Stunden oder mehr erzielt. In
Deutschland liegt diese Zahl näher bei 2000 Stunden.
4. Das Gesetz von Betz
Je mehr kinetische Energie dem Wind von einer Windkraftanlage entzogen
wird, umso stärker wird der Wind abgebremst. Wenn wir versuchten,
die gesamte Energie aus dem Wind zu gewinnen, dann hätte die
Luft hinter dem Rotor die Geschwindigkeit null, d. h. sie würde
die Windkraftanlage nicht verlassen. In diesem Fall könnten wir
dem Wind überhaupt keine Energie entziehen, da auf der anderen
Seite keine Luft mehr auf den Rotor einströmen könnte.
Dieses Modell ist in der Realität aber nicht umsetzbar.
Man kann deshalb annehmen, dass man nur einen bestimmten Anteil der
kinetischen Energie des Windes in mechanische Energie umwandeln kann.
Das Betzsche Gesetz besagt, daß eine Windkraftanlage höchstens
16/27 (oder 59,3 %) der kinetischen Energie des Windes in mechanische
Energie umwandeln kann. 85 % dieses Bestwertes bringen die heutigen
modernen Windkraftanlagen mit horizontaler Achse. Anlagen mit
vertikaler Achse bleiben aus physikalischen Gründen unter diesen
Werten.
Dieses Gesetz stammt von dem deutschen Physiker Albert Betz und wurde von
ihm im Jahr 1919 formuliert. Sein Buch "Wind-Energie",
welches 1926 erschien, gibt einen guten Überblick über
Windenergie und Windkraftanlagen in dieser Zeit.
Es ist eigentlich überraschend, daß man in der Lage ist, eine
derart allgemeine Aussage zu treffen, die für alle
Windkraftanlagen mit einem scheibenähnlichen Rotor gültig
ist.
Die ideale Windkraftanlage bremst den Wind also um 1/3 seiner
ursprünglichen Geschwindigkeit herab.
5. Verschiedene Arten von Windkraftanlagen
5.1 Anlagen mit horizontaler Achse
5.1.1 Windmühle
 Bei der Windmühle
bläst der Wind gegen 4-24 breite Flügel. Sie wurde zur
mechanischen Energienutzung verwendet, z. B. zum Getreidemahlen oder
zum Antrieb von Wasserpumpen. Die Kraft der horizontal verlaufenden
Hauptachse wird durch eine Reihe von Zahnrädern und Wellen auf
die Mühle im unteren Teil des Gebäudes übertragen.
Die Windräder laufen schon bei niedrigen Windgeschwindigkeiten an,
sie werden als "Lang-samläufer" bezeichnet, da eine
Flügelspitze im Betrieb ungefähr so schnell umläuft,
wie der Betrag der Windgeschwindigkeit selbst.
Die Flügel haben eine starre Befestigung, können deshalb die
Energie des Windes nicht optimal ausnutzen.
5.1.2 Dreiblattrotor
Die meißten modernen Windkraftanlagen haben drei Rotorblätter.
Diese sind, ähnlich wie Flugzeugtragflächen, aerodynamisch
optimiert. Im Gegensatz zu den Windmühlenflügeln können
die neuen Rotorblätter einen größeren Anteil der
Bewegungsenergie der Luftströmung nutzbar machen. Sie werden als
Schnelläufer bezeichnet, weil die Umfangsgeschwindigkeit einer
Rotorblattspitze im Normalbetrieb 6-12 mal so groß ist, wie
die aktuelle Windgeschwindigkeit. Bei Langsamläufern kann man
sagen, dass jedes zusätzliche Flügelblatt auch mehr
Leistung bringt, da der Startmoment dieser Windräder damit
beschleunigt wird. Schnelläufer mit wenigen Rotorblättern
haben dagegen Startprobleme. Da der Rotor aber 40 % des Gesamtsystems
kostet, überlegt man sich lieber mit wieviel Rotorblättern
man seine Anlage ausstattet. Der Dreiblattrotor hat aber eine bessere Windaufnahme als der Ein- oder Zweiblattrotor,
da die Luftströmung nicht so schnell abreist.
Das Bild links zeigt eine dänische NEG Micon Anlage mit drei Rotorblättern. Sie
hat eine installierte Leistung von 1,5 MW. Der Rotordurchmesser
beträgt 64 m.
5.1.3 Zweiblattrotor
Windkraftanlagen mit zwei Rotorblättern haben den Vorteil, dass man sich die
Kosten für ein Blatt und dessen Gewicht sparen kann. In letzter
Zeit setzen die Hersteller aber fast nur noch auf Dreiblattrotoren.
Warum sich der Zweiblattrotor nicht durchsetzt ist erstens auch darauf
zurückzuführen, dass er für den gleichen Energieertrag
eine höhere Drehzahl benötigt. Weiterhin gibt es ein
Stabilitätsproblem, wenn sich ein Rotorblatt in der obersten
Position befindet und das andere genau vor dem Turm steht.
5.1.4 Einblattrotor
Vom Einblattrotor gibt es nur sehr wenige Ausführungen. Da er nur
einen Flügel hat benötigt er einen Gegengewichtsarm. Seine
Umdrehungsphase ist ungleichförmig wodurch Material und
Getriebe ebenfalls ungleichförmig belastet werden. Aufgrund der
besseren Aerodynamik setzt man nur auf Zwei- und Dreiblattrotoren.
Das Bild links zeigt den Einblattrotor "Monopteros".
Rechts der Kopf eines Einblattrotors mit dem Gegengewichtsarm.
5.2 Anlagen mit vertikaler Achse
5.2.1 Darrieus-Rotor
 
Der Darrieus-Rotor arbeitet mit vertikaler Rotationsachse. Die Leistung gegenüber
Horizontal-Achsen-Anlagen ist aber wesentlich geringer, da die 2 oder
3 seilkurvenförmig gekrümmten Rotorblätter einen
halben Kreisumfang gegen den Wind machen müssen. Ein weiterer
Nachteil der Anlagen besteht darin, dass sie nicht von alleine
anlaufen. Sie benötigen deshalb zuerst Fremdenergie, um sich in
Bewegung zu setzen. Außerdem ist die Windgeschwindigkeit in
Bodennähe relativ gering, was die Kostenersparung eines Turmes
nicht ausgleicht. Generator, Getriebe etc. befinden sich auf dem
Boden, wodurch z. B. die Wartung erleichtert wird.
Der größte
Vorteil dieser Anlagen liegt aber daran, dass sie ohne einen
Mechanismus zur Windnachführung auskommen. Wenn sich die
Windrichtung oder Geschwindigkeit also ändert, stellt das für
die Darrieus-Anlagen kein Problem dar.
Die meißten Darrieus-Rotoren sind in Amerika zu finden und eignen
sich gut für Pumpen.
Hier sieht man eine ehemalige Testanlage der Firma Dornier. Sie
steht in Friedrichshafen und hat einen 12 m Durchmesser.
5.2.2 Savonius-Rotor
Er besteht aus zwei zylindrischen Halbschalen und ist von Kühlwaggons
der Bahn und von Kühllastwagen bekannt. Heute aber nur noch sehr
selten zu finden. Das Bild zeigt das Savonius-Prinzip.
6. Technische Einzelheiten der Windkraftanlagen
Die technischen Einzelheiten beziehen sich ausschließlich auf
Anlagen mit horizontaler Achse, da alle modernen kommerziellen
Anlagen für den Netzbetrieb mit dieser horizontalen
Antriebswelle hergestellt werden.
6.1 Leeläufer
Leeläufer haben ihren Rotor auf der windabgewandten Seite der Anlage - der
Leeseite. Sie haben den theoretischen Vorteil ohne Nachfürmechanismus
auszukommen, wenn Rotor und Gondel so konstruiert sind, dass sie dem
Wind passiv folgen. In der Praxis kann das aber zu Problemen, mit der
Kabelverlegung im Turm führen, wenn sich die Anlage eine längere
Zeit in eine Richtung dreht. Deshalb gibt es einen Verwindungszähler,
der der Anlage mitteilt, wann sie die Kabel wieder gerade drehen muß.
Ein Vorteil ist, dass die Rotorblätter flexibler
sein können. Dies ist in Bezug auf Gewicht und Leistungsdynamik
ein Vorteil, da sie sich bei hohen Windgeschwindigkeiten etwas biegen
und so eine Teilbelastung des Turmes abfangen. Aufgrund dieser
Tatsache können Leeläufer billiger gebaut werden als
Luvläufer. Doch der große Nachteil ist der Windschatten
des Turmes, durch den die Leistung der Anlage abfällt, wenn ein
Rotorblatt ihn durchfährt.
6.2 Luvläufer
Bei Luvläufern sitzt der Rotor auf der windzugewandten Seite der
Anlage - der Luvseite. Der Vorteil von Luvläufern besteht darin,
dass sie vom Windschatten des Turmes nicht beeinflusst werden. Der
Nachteil ist, dass der Rotor ziemlich starr sein muß und eine
gewisse Distanz zum Turm benötigt, da es sonst zu
unkontrollierbaren Windverwirbelungen kommen kann. Außerdem ist
bei Luvläufern ein Mechanismus zur Windnachführung
notwendig, um den Rotor immer genau im Wind zu halten. Der weitaus
größte Teil aller Windkraftanlagen ist nach dem
Luvläufer-Prinzip gebaut.
6.3 Leistungsregelung von Windkraftanlagen
Windkraftanlagen werden so gebaut, dass sie bei einer Windgeschwindigkeit von 15 m/s
den maximalen Ertrag erzielen. Es lohnt sich nicht den maximalen
Ertrag für Anlagen auf eine höhere Windgeschwindigkeit
auszulegen, da diese zu selten vorkommt. Man versucht, abhängig
von der Windgeschwindigkeit, die Anlagen immer auf dem selben Leistungsniveau zu halten. Dafür
gibt es folgende Regelungen:
6.3.1 Pitch-Regelung
Wenn der Wind zu stark wird startet automatisch eine Blattwinkelregelung.
Dabei werden die Rotorblätter um ihre Längsachse gedreht.
Somit wird die Angriffsfläche bei starkem Wind verkleinert und
bei schwächerem Wind vergrößert.
6.3.2 Passive Stall-Regelung
Hier sind die Rotorblätter mit einem fixen Winkel an der Nabe
befestigt. Die Rotorblätter sind aerodynamisch aber so
gefertigt, dass sich bei zu starkem Wind an der windabgewandten
Seite der Blätter Turbulenzen bilden. Dieser Strömungsabriß
läßt die Auftriebskraft, die den Rotor antreibt,
zusammenbrechen.
6.3.3 Aktive Stall-Regelung
Immer mehr große Windkraftanlagen mit einer Leistung von 1 MW und
höher werden mit einer aktiven Stall-Regelung ausgeliefert. Es
ist eine Mischung zwischen Pitch-Regelung und passiver
Stall-Regelung. Die Rotorblätter können also einen
Strömungsabriß erzeugen und sich um ihre Längsachse
drehen. Der Vorteil ist, dass man die Leistungsabgabe genauer regeln
kann und es, wie bei der passiven Stall-Regelung, keinen
Leistungsabfall beim Strömungsabriß gibt.
Tritt ein sehr starker Sturm oder Orkan auf, werden die Windkraftanlagen im
Notfall durch mechanische Bremsen zum Stillstand gebracht und
abgeschaltet, da sonst z. B. der Generator überhitzt wird. Eine
andere Möglichkeit ist das aerodynamische Bremssystem. Bei
Anlagen mit Pitch-Regelung und aktiver Stall-Regelung werden die
Rotorblätter um rund 90° um ihre Längsachse gedreht,
wodurch sie die Windströmung so gut wie nicht mehr nutzen
können. Bei passiver Stall-Regelung werden nur die Blatt-Spitzen
um 90° verdreht. Das aerodynamische Bremssystem ist sehr sicher,
es stoppt den Rotor innerhalb weniger Umdrehungen.
6.4 Bestandteile einer Windkraftanlage
6.4.a Turm
Höhere Türme steigern generell die Energieproduktion der Anlage, weil
die Windgeschwindigkeit in der Höhe zunimmt. Zu großen
Anlagen nimmt man auch einen großen Turm. Man muss aber
auf die Kosten achten, da 10 m Turm etwa 15000 EUR kosten. Ein 50 m Turm
wiegt etwa 40 Tonnen, bei 60 m sind es schon 80 Tonnen. Man verwendet
bei den meißten Windkraftanlagen konische Stahlrohrtürme,
das bedeutet der Durchmesser steigt zum Boden hin. Diese werden in
20 m bis 30 m Stücken zum Aufstellungsort transportiert. Dort werden
sie dann mit dem Betonfundament verschraubt. Andere Möglichkeiten
sind Gittertürme oder abgespannte Masten, da diese aber nicht
sehr stabil sind und auch nicht gut aussehen, werden sie kaum noch
benutzt. Außerdem hat man bei den Stahlrohrtürmen den
Vorteil, dass man einfacherer und sicherer Wartungsarbeiten
durchführen kann.
6.4.b Gondel
Die Gondel, also das Gehäuse, beinhaltet die wichtigsten Teile einer
Windkraftanlage wie Getriebe und Generator. Das Wartungspersonal kann
vom Turm aus in die Gondel einsteigen.
6.4.c Rotorblätter
Die Rotorblätter nehmen die Windenergie auf. Die Bewegung wird auf
die Nabe übertragen. Moderne Rotorblätter von großen
Windkraftanlagen werden aus glasfaserverstärktem Kunststoff
(GFK) hergestellt, z. B. aus glasfaserverstärktem Polyester oder
Epoxid. Eine andere Möglichkeit ist die Verwendung von
Kohlefaser oder Aramid (Kevlar), gewöhnlich ist das aber für
große Anlagen unwirtschaftlich. Auf dem Bild sieht man eine
Anlage mit einem Rotordurchmesser von 64 m.
6.4.d Rotornabe
In der Rotornabe sind die Rotorblätter befestigt. Die Rotornabe ist
mit der langsamlaufenden Antriebswelle des Getriebes verbunden.
6.4.e Langsamlaufende Antriebswelle
Die langsamlaufende Antriebswelle der Windkraftanlage verbindet die Nabe
mit dem Getriebe. Bei einer 600 kW-Anlage dreht sich der Rotor relativ
langsam, mit ca. 19 bis 30 Umdrehungen pro Minute. Die Welle
beinhaltet Hydraulikleitungen, welche die aerodynamischen Bremsen
versorgen.
6.4.f Getriebe
Das Getriebe liegt zwischen langsamer Antriebswelle und schneller
Abtriebswelle. Hier wird die relativ niedrige Drehzahl der
langsamlaufenden Antriebswelle in eine höhere umgesetzt, damit
der Generator eine höhere Leistung erzielen kann. Das
Übersetzungsverhältnis beträgt rund 1:50.
6.4.g Schnellaufende Abtriebswelle
Die schnellaufende Abtriebswelle rotiert mit ungefähr 1500 U/min und
treibt den elektrischen Generator an. Sie ist mit einer mechanischen
Scheibenbremse für Notbremsungen ausgerüstet. Diese Bremse
wird benützt, wenn die aerodynamische Bremse versagt oder wenn
die Anlage repariert wird.
6.4.h Generator
Der Generator verwandelt mechanische Energie in elektrische Energie.
Generatoren für Windkraftanlagen sind im Vergleich zu
herkömmlichen Kraftwerksgeneratoren im Netzverband etwas
ungewöhnlich, da sie mit der schwankenden mechanischen Leistung,
also dem Drehmoment des Rotors arbeiten müssen. Die
schnellaufende Abtriebswelle ist im Generator mit Magneten bestückt.
Im Stator (der silberfarbenen Einheit) sind Spulen
kreisförmig verteilt. Wenn man die Zahl der Magneten verdoppelt
kann man erreichen, dass das Magnetfeld mit der halben
Geschwindigkeit rotiert, die Drehzahl des Generators kann also
niedriger sein.
Im Generator kann dann durch Induktion eine Spannung
erzeugt werden. Diese Spannung wird anschließend mit einem
Transformator, der sich im Turm oder in der Nähe der Anlage
befindet, auf 10000 V bis 30000 V hochtransformiert. Die Transformation
hat den Vorteil, dass die gleiche Leistung mit einem geringeren Strom
erzeugt werden kann und so die Netzeinspeisung vereinfacht wird. Es
gibt Anlagen mit einer Frequenz von 50 Hz, für die meißten
elektrischen Netze der Welt, oder mit 60 Hz für Amerika.
6.4.i Elektronischer Regler
Der elektronische Regler beinhaltet einen Computer, der ständig das
Verhalten der Anlage überprüft und die Windnachführung
steuert. Im Fall eines Problems (z. B. Überhitzung des Getriebes
oder des Generators) stoppt er die Anlage automatisch und informiert
via Telefonverbindung den Computer des Betreibers.
6.4.j Hydrauliksystem
Das Hydrauliksystem wird benötigt, um die aerodynamischen Bremsen
wieder freizugeben.
6.4.k Windnachführung
Die Einrichtung für die Windnachführung verwendet einen
Elektromotor, um die Gondel mit dem Rotor immer richtig in den Wind
zu drehen. Dieser Drehkranz, links im Bild, sitzt
zwischen Gondel und Turm und wird vom Elektromotor angetrieben.
6.4.l Anemometer und Windfahne
Das Anemometer und die Windfahne werden zur Messung der
Windgeschwindigkeit und Windrichtung eingesetzt. Der elektronische
Regler verwendet die elektrischen Signale des Anemometers dazu, um
die Anlage einzuschalten. Bei einer Geschwindigkeit von mehr als
25 m/s wird die Anlage automatisch abgeschaltet, um Schäden zu
vermeiden.
6.4.m Kühlsystem
Generatoren werden durch Wasser- oder Luftkühlung vor Überhitzung
geschützt.
6.4.x Netzanbindung
Die Netzanbindung kann direkt oder indirekt erfolgen. Direkte
Netzanbindung heißt, dass der Generator direkt mit dem
Wechselstrom des Netzes verbunden ist. Das hat den Nachteil, dass die
Anlage immer mit der ziemlich gleichen Drehzahl arbeiten muss. Indirekte
Netzanbindung bedeutet, dass der Generatorstrom durch eine Reihe
elektronischer Bauteile fliessen muss, welche den Strom an den
Netzstrom anpassen. Der Nachteil sind die hohen Kosten. Man benötigt
einen Gleichrichter und zwei Wechselrichter, einen zur Regelung des
Statorstromes und einen zweiten zur Umwandlung des erzeugten Stromes
auf Netzfrequenz. Die Grafik zeigt den Prozess bis zur Netzfrequenz.
6.5 Optimierung von Windkraftanlagen
Man weiß, dass wenn man den Rotordurchmesser
verdoppelt, eine viermal so große Fläche erhält. Das
bedeutet, dass auch die Leistung vervierfacht wird. Die Größe
des Rotordurchmessers wird aber auf die lokalen Windverhältnisse
optimiert. Ein größerer Generator braucht natürlich
mehr Leistung, also stärkere Winde, um sich überhaupt zu
drehen. Wenn wir also eine Anlage in einer Gegend mit wenig Wind
aufstellen wollen, können wir die jährliche
Energieproduktion dadurch optimieren, dass wir einen relativ kleinen
Generator für eine gegebene Rotorgröße verwenden. Der
Grund, warum wir von einem relativ kleinen Generator in einem Gebiet
mit weniger Wind mehr Energie erhalten, liegt darin, dass die Anlage
einfach mehr Stunden pro Jahr läuft.
Ein kleiner Generator kann mit weniger Kraft (Drehmoment) gedreht werden
als ein großer Generator. Wenn wir einen großen Rotor an einen
vergleichsweise kleinen Generator anschließen, wird dieser sehr
viele Stunden im Jahr Elektrizität produzieren. Er wird aber nur
einen kleinen Teil des Energiegehaltes in Strom verwandeln können,
wenn die Windgeschwindigkeit sehr groß ist. Andererseits ist
ein großer Generator bei hohen Windgeschwindigkeiten sehr
effizient, aber bei schwachem Wind wird er sich nicht drehen. Deshalb
sehen sich die Hersteller von Windkraftanlagen die Verteilung der
Windgeschwindigkeiten genau an und sie berechnen den Energiegehalt
des Windes für verschiedene Windgeschwindigkeiten, um die
Idealkombination von Rotor- und Generatorgröße am
jeweiligen Standort herauszufinden.
7. Die Geschichte zur Windenergienutzung
Schon 3000 v. Chr. nutzten die alten Ägypter die Kraft des
Windes, als man mit Segelschiffen größere Strecken über
das Meer zurücklegen wollte.
Erst 1000 v.Chr. gab es die ersten Windmühlen, die mechanische
Energie erzeugten, z.B. Getreide mahlen.
Im 7. Jhr. n. Chr. wurden schon von den Persern Windmühlen mit
vertikaler Achse verwendet.
Seit dem 12. Jhr. gab es Windmühlen mit horizontaler Achse in
Europa, die sogenannten "Bockwindmühlen", sie hatten den
Rotor unveränderlich immer in der gleichen Position. Somit
waren sie stark von der Windrichtung abhängig.
14. Jhr.:
Der Windwagen des Italieners Guido von Vigevano. Der Windwagen
sollte wahrscheinlich zu militärischen Zwecken eingesetzt
werden. Der Rotordurchmesser der Windflügel betrug ca. 6 m bis 8 m. Bei
passendem Wind könnte der Wagen eine Geschwindigkeit bis zu
50 km/h erreicht haben.
Im 18. und 19. Jhr. standen
schon über 10000 Windmühlen im holländischen
und norddeutschen Küstengebiet.
1891: Poul la Cour (1846-1908) gilt als der Vater der modernen
Windkraftanlagen für die Stromerzeugung. Im Jahr 1891 baute er
die weltweit erste
Windkraftanlage zur Erzeugung von Elektrizität.
La Cour war auch einer der Pioniere der modernen Aerodynamik und
verfügte über einen eigenen Windkanal für seine
Experimente.
Um 1900 standen vor allem in Amerika viele Windräder, die
"western mills". Mit ihren vielflügeligen
Blechrotoren eigneten sie sich besonders gut als Wasserpumpen. Ihr
direkter mechanischer Antrieb eignet sich für einen
Grundwasserspiegel bis 35 m Tiefe.
Mit Hilfe der Windfahne wurde der Turmkopf mit den Flügeln immer der
Windrichtung nachgeführt.
Bis 1930 wurden die Windräder wegen der immer wechselnden
Windrichtung von Wasserrädern, Dampfmaschinen und schließlich
Turbinen verdrängt.
Um 1930 hatte Hermann Honnef als Erster die Idee,
Windkraftanlagen auf dem Wasser zu errichten, die sogenannte
"Offshore"-Aufstellung.
1931 hatte der französische Ingenieur Georges Darrieus seine Idee von
Windkraftanlagen mit vertikal verlaufender Hauptachse zum Patent
angemeldet.
In den Jahren 1940-1950 gehörte die dänische
Firma F.L. Smidth zu den Pionieren der Windenergie, sie
fertigten Windkraftanlagen mit zwei und drei Rotorblättern.
1942 hatte Ulrich Hütter, seiner Zeit Dozent an der Ingenieurschule
Weimar, die Theorie aufgestellt, alle modernen "Freifahrenden
Turbinen" mit 2 oder 3 Rotorblättern zu bestücken.
1957 gab es das "Urmodell" der modernen Windkraftanlagen, die
StGW-34, nach Ulrich Hütter.
1958 setzte Ulrich Hütter die "Offshore"-Aufstellung von
Windkraftanlagen das erste Mal um und ließ auf einer
Ölplattform im Golf von Mexiko die Allgaier WE10KW-Anlage
bauen. Dort ersetzte sie ein Dieselaggregat.
1980 wurde GROWIAN
in Brunsbüttel gebaut. Die Grosse Windenergieanlage
stand auf dem Kaiser-Wilhelm-Koog bei Marne an der Nordseeküste.
Sie hatte bei einem 100 m hohen Turm einen Rotordurchmesser von
ebenfalls 100 m. GROWIAN sollte sich bei einer Windgeschwindigkeit von
5,4 m/s einschalten und eine Leistung von 3 MW haben. Doch 1987 wurde
GROWIAN aufgrund zuvieler Pannen abgerissen (Wind war zu stark, das
Material zu schwach).
1990: Nach den Problemen mit GROWIAN errichtete man auf der Insel
Helgoland einen kleineren Nachfolger, genannt GROWIAN II oder WKA-60.
Doch auch beim kleinen GROWIAN gab es Probleme mit Blitzschlag an den
CFK-Rotorblättern. Die Anlage sollte eine Leistung von 1,2 MW
bringen.
Seit 1996 werden immer mehr Windparks errichtet, bei denen
Windkraftanlagen räumlich konzentriert werden, so kann die
Stromerzeugung optimal genutzt werden.
Als Beispiel wurden im
US-Bundesstaat Iowa 275 Windkraftanlagen installiert. Sie
sollen 100000 MWh pro Jahr liefern. Nach Angaben lokaler Behörden
handelt es sich um das bis 2001 größte Windkraft-Projekt
der Erde. Amerika war bei riesigen Windparks schon immer vorne mit
dabei, so wurden in den 80er Jahren tausende von
Windkraftanlagen nach Kalifornien geliefert. In Palm
Springs wurden über 1000
dieser Micon 55 kW Anlagen installiert.
Rund die Hälfte der
in Kalifornien aufgestellten Windkraftanlagen sind dänischer
Herkunft. Mit dem Auslaufen des kalifornischen Förderprogrammes
im Jahre 1985 verschwand der amerikanische Markt über Nacht.
Seither gab es nur mehr wenige kleine Installationen, obwohl der
Markt in letzter Zeit anscheinend wieder etwas wächst.
Bis zur Jahrtausendwende war Deutschland der wichtigste Markt der Welt und auch das
Land mit der meisten installierten Leistung aus Windkraft.
Seit 1997 werden in sehr kalten Gebieten auch schwarze Rotorblätter
verwendet, da es so nicht so schnell zum Eisansatz kommt. Das
Sonnenlicht wird nicht so stark reflektiert, wie bei hellen
Rotorblättern.
1998 wurde in Holtriem, Ostfriesland, der bis dahin größte Windpark
Europas fertiggestellt. Zum Einsatz kommen 35 ENERCON-66 Anlagen mit
je 1,5 MW Leistung.
Nach 2001 wurden immer mehr Megawatt-Anlagen hergestellt. Wo der Standard davor
noch bei 400 kW bis 700 kW-Anlagen lag, geht der Trend zu
Megawatt-Anlagen. Neben der deutschen Enercon GmbH bieten die
dänischen Hersteller NEG Micon, Bonus Energy und Vestas Wind
Systems schon seit 2001 2 MW-Anlagen an. Die dänische Nordex AG hatte im Jahr 2001
sogar schon eine 2,5 MW Anlage im Angebot. Die Anlagen arbeiten immer
effizienter und werden weiter optimiert.
8. Offshore-Windparks
Da die Windverhältnisse auf dem Meer besonders günstig sind,
werden zunehmend Offshore-Windparks geplant, sie nutzen die dort vorhandenen hohen und relativ konstanten
Windgeschwindigkeiten aus. Die Oberfläche von Meeren und Seen
ist verständlicherweise sehr glatt, deshalb ist die Rauhigkeit
bei schwachem (und konstantem) Wind gering. Bei stärker
werdendem Wind wird ein Teil der Windenergie zur Wellenbildung
benutzt, d. h. die Rauhigkeit steigt an. Nachdem die Wellen gebildet
sind, nimmt die Rauhigkeit wieder ab.
Aufgrund der geringen Rauhigkeit sind die Wind-verwirbelungen auf dem Meer
sehr schwach, d. h. die Windgeschwindigkeit ändert sich nicht
sehr stark mit der Nabenhöhe einer Anlage. Deshalb ist es hier
sinnvoll, relativ niedrige Türme zu benutzen.
Die deutsche Umweltkontor Renewable Energy AG plant, in Zusammenarbeit
mit einem spanischen und einem schweizerischen Unternehmen, im
Atlantik in der Nähe von Cadiz, einen Offshore-Windpark auf
einem 50 km2 großen Areal zu errichten. Geplant sind zunächst
100 Anlagen mit einer Nennleistung von mindestens 2 MW. Das
Projektvolumen würde sich danach auf 200 MW belaufen. Die
Entfernung der Windenergieanlagen zur Küste beträgt 15 km bis 25 km,
die Wassertiefen liegen bei 15 m bis 25 m. Die Realisierung sollte ab 2005
erfolgen. Die Gesamtinvestition für dieses Projekt wird bei
300 Mio EUR bis 350 Mio. EUR liegen.
Neben diesem Projekt soll auch das Umweltkontor-Projekt "Adlergrund",
nordöstlich von Rügen, von 69 Windkraftanlagen auf 155
erweitert werden. Die Nuzfläche wird von 40 km2 auf
60 km2 vergrößert, die Gesamtnennleistung soll
sich dann auf 540 MW belaufen. Die Gesamtinvestitionen steigen somit
auf ca. 1,5 Mrd. EUR an. Nach der derzeitigen Planung sollen Anlagen
mit einer Nennleistung von 3,5 MW und einem Rotordurchmesser von 100 m
installiert werden.
Nach dem dänischen "Aktionsplan 21" sollen noch vor dem
Jahr 2027, Offshore-Windkraftanlagen mit einer Gesamtleistung von 4000 MW in
Betrieb gehen. Dänemark will dann mit seinen gesamten
Windkraftanlagen 50 % seines gesamten Elektrizitätsverbrauchs
durch Windenergie abdecken.
Da Offshore-Winde normalerweise um 50 % mehr Energie enthalten als die
Winde von vergleichbaren, nahen Standorten im Flachland, ist die
Nutzung von Offshore-Energie recht attraktiv.
9. Zahlen und Daten zur Windenergie
Im Jahr 2001 arbeiteten weltweit über 55000 Anlagen mit einer
installierten Leistung von etwa 14000 MW. Europa hatte dabei einen
Anteil von etwa 10000 MW. Die Windenergienutzung
in Deutschland ist in den letzten Jahren sehr stark
angestiegen, sie kommt auf etwa 5500 MW installierter Leistung und
macht dabei über ein Drittel der totalen Kapazität aus.
Deutschland ist zur Zeit der wichtigste Windenergiemarkt der Welt.
Die Anzahl der Windkraftanlagen in Deutschland ist im Jahr 2000 auf
etwa 9000 angestiegen.
9.1 Gesamtzahl der Windkraftanlagen in Deutschland
9.2 Gesamtleistung in MW
9.3 Durchschnittswert der installierten Leistung pro Windkraftanlage in kW
9.4 Anteile der Windkraftanlagen Anbieter in Deutschland mit den installierten Einheiten seit 1982
9.5 Anteile der Windkraftanlagen Anbieter in Deutschland mit der installierten Leistung seit 1982
9.6 Anteile der Windkraftanlagen Anbieter in Deutschland mit der installierten Leistung 1999
9.7 Windkraftanlagen in Deutschland
| Installierte Leistung | WKA | % | MW | % | GWh | % |
| 5 - 80 kW | 746 | 8,9 | 43,1 | 0,9 | 56 | 0,6 |
| 80,1 - 200 kW | 620 | 7,4 | 94,2 | 1,9 | 167 | 1,8 |
| 200,1 - 400 kW | 859 | 10,3 | 227,8 | 4,6 | 427 | 4,6 |
| 400,1 - 750 kW | 4607 | 55,1 | 2580,1 | 52,0 | 4817 | 51,5 |
| Mehr als 750 kW | 1524 | 18,2 | 2013,2 | 40,6 | 3887 | 41,5 |
Diese Tabelle (Stand: 30.6.2000) zeigt die Anzahl der Windkraftanlagen
(WKA) in Deutschland, unterteilt in ihre Leistungsklasse, mit der
gesamten installierten Leistung und dazu in der letzen Spalte den
jährlichen Energieertrag, der in das Versorgungsnetz eingespeist
wurde. Man erkennt, dass die großen Anlagen sehr effizient
arbeiten.
9.8 Deutschlandweite Nutzung von Windkraft
| Bundesland | Energieverbrauch in GWh
(von 1998) | Möglicher jährlicher Energieertrag von Windkraftanlagen in GWh | Anteile des gesamten Energieverbrauchs, bereitgestellt von WKA in % |
| Schleswig-Holstein | 13131 | 2485 | 18,9 |
| Mecklenburg-Vorpommern | 6175 | 718 | 11,6 |
| Niedersachsen | 46192 | 2715 | 5,9 |
| Sachsen-Anhalt | 12868 | 705 | 5,5 |
| Brandenburg | 13730 | 687 | 5,0 |
| Thüringen | 9902 | 238 | 2,4 |
| Sachsen | 18473 | 374 | 2,0 |
| Rheinland-Pfalz | 25647 | 244 | 1,0 |
| Hessen | 32957 | 240 | 0,7 |
| Nordrhein-Westfalen | 133553 | 766 | 0,6 |
| Bremen | 5167 | 16 | 0,3 |
| Hamburg | 12701 | 29 | 0,2 |
| Saarland | 7336 | 11 | 0,2 |
| Bayern | 66063 | 67 | 0,1 |
| Baden-Württemberg | 59312 | 46 | 0,1 |
| Berlin | 1524 | 0 | 0,0 |
| Deutschland gesamt | 477052 | 9354 | 2,0 |
An dieser Tabelle sieht man, dass in einigen Bundesländern wie
Schleswig-Holstein oder Mecklenburg-Vorpommern schon ein großer
Teil des Energiebedarfs von der Windenergie abgedeckt wird. In ganz
Deutschland gesehen ist der Anteil der Windenergie mit 2% (1998,
im Jahr 2001 etwa 2,4%) dennoch gering.
An diesen Werten erkennt man auch, dass die Windenergie gegenüber
den konventionellen Energien etwas abgeschlagen wirkt, obwohl
Deutschland zu den Ländern gehört, die relativ viel auf
Windenergie setzen. Die globalen Verhältnisse zeigen: Allein
alle Kernkraftwerke weltweit haben eine Leistung von etwa 360 GW, die
Windenergie derzeit etwa 14 GW - aber mit einer steigenden Tendenz. Bis
2010 soll in Europa der Anteil regenerativer Energieträger an
der Stromversorgung auf bis zu 22 % verdoppelt werden.
10. Windkraftanlagen und Wirtschaftlichkeit
Viele Bauern, vor allem in Norddeutschland, nutzen die Windenergie für
ihren Nebenverdienst und Eigenbedarf oder sogar als ihre
Haupteinkommensquelle, seit das traditionelle Agrarkulturgeschäft
weniger profitabel ist. Sie leihen Windentwicklern ihr Land oder
entwickeln und arbeiten in Gemeinschaften selbst an
Windenergieprojekten mit.
Das Aufstellen einer Windkraftanlage verursacht hohe Kosten. Man kann
davon ausgehen, dass durchschnittlich 1 Kilowatt installierter
Leistung 600 $ - 1000 $ kostet. Der Preis inklusive Montage und Abnahme
für Anlagen im Bereich von 0,1 MW bis 2 MW liegt also zwischen
75000 EUR und 2 Mio. EUR. Für
den Aufbau einer Anlage gibt es heute auch keine Bezuschußung
mehr. Diese staatliche Förderung wurde vor einigen Jahren
gestrichen. Hinzu kommen Betriebs- und Wartungskosten. Moderne
Windkraftanlagen sind für eine Lebensdauer von 120000
Betriebsstunden in 20 Jahren ausgelegt. Die tatsächliche
Lebensdauer einer Windkraftanlage hängt sowohl von der Qualität
der Anlage als auch von den lokalen klimatischen Verhältnissen
ab, z. B. von der Stärke der Turbulenzen an einem Standort.
Anlagen im Offshore-Bereich können z. B. wegen der geringeren
Turbulenzen im Meer eine längere Lebensdauer haben, was zu einer
Kostensenkung führt. Die Erfahrung zeigt, dass die
Betriebskosten normalerweise sehr niedrig sind, wenn die Anlagen neu
sind. Sie steigen etwas, sobald die Anlagen älter werden. Bei
älteren dänischen Windkraftanlagen (25 kW-150 kW) betragen die
jährlichen Wartungskosten im Durchschnitt 3 % der ursprünglichen
Investitionssumme. Bei neueren Anlagen liegen die Wartungskosten bei
1,5 % bis 2 % der ursprünglichen
Investitionssumme. Es bleiben aber noch die Einnahmen durch
das Stromeinspeisungsgesetz, wodurch diese Projekte noch
wirtschaftlich bleiben. In Deutschland bekam der Anlagenbetreiber 2001
noch 16,52 Pf/kWh. Auf mehrere Jahre betrachtet lohnt sich also
der Betrieb einer Windkraftanlage.
Die deutsche Windindustrie hat bis zum Jahr 2001 schon mehr als 25000 neue Arbeitsplätze
geschaffen, z. B. in der Herstellung, der Zulieferung, Konstruktion
und Forschung und natürlich bei den Kabelverlegungsarbeiten.
11. Probleme von Windkraftanlagen
11.1 Blitzschäden
Mit der steigenden Höhe von Windkraftanlagen gibt es auch öfters
Blitzeinschläge, vor allem bei älteren Anlagen mit einer
Gesamthöhe von bis zu 60 m, deren Rotorblätter noch nicht
mit einem Blitzschutzsystem ausgestattet sind. Blitzschäden
verursachen erhebliche Reparaturkosten verbunden mit Ausfallzeiten
und Ausfallkosten. Über die Jahre betrachtet gibt es aber einen
Abwärtstrend der Blitzschäden.
11.2 Materialbelastung
Die Materialien und der gesamte Aufbau einer Windkraftanlage müssen
Extremlasten standhalten. Sie sind schwankenden Winden und damit
schwankenden Kräften ausgesetzt. Das gilt besonders dann, wenn
sie in Gegenden mit sehr turbulentem Wind stehen. Teile, die einer
ständig wiederholten Biegebelastung ausgesetzt sind, wie z. B.
Rotorblätter, können nach und nach Risse ausbilden, bis sie
der Belastung nicht mehr standhalten und brechen. Ein historisches
Beispiel dafür ist die gewaltige GROWIAN-Anlage, die nach
dreiwöchigem Betrieb stillgelegt werden mußte. Die
Materialermüdung ist wie bei Metallen in der Industrie, auch bei
Windkraftanlagen ein Problem. Es gibt aber Strukturdynamikmodelle,
mit denen man das Verhalten einer Windkraftanlge analysieren kann um
so den Anlagenbauern eine sichere Maschinenkonstruktion zu
ermöglichen.
11.3 Natur- und Umweltbelastung
Viel wird von der Natur- und Umweltbelastung, verursacht durch die
Anlagen, gesprochen. Doch hier muss man widersprechen, da z. B. Vögel
die Anlage als Hindernis erkennen können und sie umfliegen. In Natur- und
Vogelschutzgebieten findet darüber hinaus kein Ausbau der
Windenergie statt. Die geringen benötigten Standflächen der
Anlagen beeinträchtigen den Naturschutz ebenfalls kaum.
11.4 Lärmbelästigung
Ein weiterer Punkt ist die Lärmbelästigung bzw. die
Schallentwicklung der Anlagen. Messungen haben aber ergeben, dass ab
einer Windgeschwindigkeit von etwa 8 m/s die Windgeräusche
stärker sind, als die der Anlage selbst. Die Grenzgeräusche
für reine Wohngebiete liegen nachts bei 35 dB(A) (Dezibel(A), A
steht für leisen Schall, B und C für lauten; diese Skala
wird aber nur selten verwendet), in allgemeinen Wohngebieten bei
40 dB(A) und in Mischgebieten bei 45 dB(A), doch da man in der Nähe
von Wohngebieten, wegen den Gebäudeumströmungen, sowieso
keine Windkraftanlagen aufstellt und einen Sicherheitsabstand von
100 m einhält, stellen die Anlagengeräusche eigentlich auch
keine Probleme dar.
11.5 "Optische Umweltverschmutzung"
Neben der oben genannten Natur- und Umweltbelastung wird von
Windenergiegegnern oft eine "optische Umweltverschmutzung"
angeprangert. Doch schon um die Jahrtausendwende standen in
Norddeutschland über 20000 Windmühlen und dort gehörten
sie zum Ortsbild einfach dazu. Vielleicht hat man sich schon bald
auch an die neueren Windkraftanlagen gewöhnt, wo sie doch
umweltfreundlich Elektrizität bereitstellen. Der Trend zu den
großen Anlagen, die mehrere kleine von der Leistung ersetzen
können, hat einen weiteren Vorteil: Da große Anlagen
meißtens mit einer geringeren Drehzahl arbeiten, ziehen diese
weniger Aufmerksamkeit auf sich, als mehrere kleinere Anlagen mit
schnell drehenden Rotorblättern. Windkraftanlagen werden oft
nach geometrischen Strukturen in die Landschaft gesetzt, um dem Auge
des Betrachters entgegenzukommen. Ob Windkraftanlagen nun in die
Landschaft passen oder nicht ist Geschmackssache.
12. Zukünftiges zur Windenergienutzung
12.1 Vortec Diffusers
Die Menschen haben schon große Bemühungen gemacht um den Wind
zu konzentrieren, damit die natürliche Windgeschwindigkeit zu
erhöhen und das Energieverhältnis zu vergrößern.
Windtunnel-Untersuchungen haben ein hoffnungsvolles Ergebnis
gebracht, dass von der neuseeländischen Vortec Energy World
Power Company nun in die Realität umgesetzt werden soll. Sie
haben Vortec-Anlagen (Vortex - Wirbel, Strudel) entwickelt um diesen Effekt zu erzielen.
Der Diffuser erzeugt einen atmosphärischen Unterdruck, der mehr Luft
gegen die Rotorblätter bläst, wodurch mehr Energie erzeugt
werden soll als von einer herkömmlichen Anlage bei gleich großem
Rotordurchmesser. Mit dem Rotationsring wird die Anlage immer in
Windrichtung gedreht. Ein auf dem Festland installierter Vortec soll
eine installierte Leistung von bis zu 3,5 MW haben. Der Vortec ist so
konstruiert, dass er sogar extrem starken Wind, bis zu 70 m/s,
standhält. Durch den Diffuser soll sogar die kritisierte
Lärmentwicklung von Rotoren eingedämmt werden.
Der "Vortec 7" hat einen Rotordurchmesser von 54 m und soll eine Leistung
von bis zu 3,5 MW erreichen. Die Rotordrehzahl beträgt 27 U/min,
die drei Rotorblätter werden durch die Pitch-Regelung verstellt.
Die Vortec Energy World Power Company plant nun Vortec-Anlagen auf dem
Meer zu installieren. Der auf dem Bild gezeigte Offshore-Vortec,
hat einen Rotordurchmesser von 66 m und soll eine Leistung von 5 MW
erbringen.
12.2 Schwebende Windkraftanlage
Eine Erfindung des deutschen Ingenieurs Herbert Beuermann könnte der
Durchbruch der Windenergienutzung sein. Er hat eine schwebende
Anlage entwickelt, die an einem scheibenförmigen Zeppelin
befestigt und in etwa 400 m Höhe stationiert ist.
Das Schwebekraftwerk wird an vier Seilen verankert und kann bei heftigem Sturm zur Erde
gekurbelt werden. Der scheibenförmige Zeppelin ist mit Gas
gefüllt. Bei einem möglichen Absturz, zum Beispiel durch
Druckverlust, können Fallschirme entgegen wirken. Der Antrieb
dieses Höhenkraftwerks besteht aus vier bis sechs Halbkugeln von
je 16 m Durchmesser. Eine Anlage soll eine Nennleistung von 2 MW haben.
Das Höhenkraftwerk hat gegenüber den auf dem Boden
stationierten Anlagen viele Vorteile, es kann überall betrieben
werden, ist damit nicht von der Landschaftsumgebung abhängig.
Die Anlage kann rund um die Uhr Energie liefern, da der Wind in
dieser Höhe konstant mit 20 m/s bläst.
Beuermann hat ausgerechnet, dass ein Höhenkraftwerk 24 mal soviel Energie
liefern kann wie ein gleichdimensioniertes auf der Erde. Dieses Modell wird bereits getestet.
Durch die ständige Weiterentwicklung und Optimierung werden
Windkraftanlagen mit horizontaler Achse immer wirtschaftlicher und
damit eine stärkere Konkurrenz zu den konventionellen Energien.
Die Bemühungen bei großangelegten Windenergieprojekten
unterstreichen den positiven Trend in Richtung Windenergie. Ob
diese "Zukunftsanlagen" eine Alternative zu den erprobten
Windkraftanlagen werden können ist fraglich, ihr wirkliches
Können müssen sie zuerst in Praxistests unter Beweis
stellen.
13. Bildnachweise und Quellen
Bundesministerium für Wirtschaft und Technologie 1995-2000; Bundesverband Windenergie e. V. (BWE);
Irish Wind Energy Association Annual Conference, April 2000 (IWEC); "Die Erneuerbaren" - Strom und Wärme aus regenerativen Energien, Neuauflage 1999;
www.vortecenergy.co.nz; www.WINDPOWER.dk; www.wind.fgw.de; www.wind-energie.de;
P.M. Magazin; rororo Technik Lexikon; www.ifb.uni-stuttgart.de; Microsoft Encarta 98;
Bertelsmann Universal Lexikon; "Strom aus regenerativen Energien", Umwelt Aktuell; Deutsches Windenergie Institut (DEWI);
Internationales Wirtschaftsforum Regenerative Energien (IWR), 2000; PreussenElektra
Y.-H. Tsang, R. Trappe; Technisches Gymnasium; April 2001 - letzte Änderung: Juni 2005
DC; (14p)
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