Windenergieanlage

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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 leistungsstarken Windenergieanlagen, die 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.

Die Betrachtung mehrerer Windenergieanlagen findet sich im Artikel Windpark und die (energie)politischen Aspekte der Windenergie im Artikel Windenergie.

Windenergieanlagen an der dänischen Küste

Windenergieanlage in Luxemburg

Inhaltsverzeichnis

1 Geschichte der Windenergieanlagen
2 Grundlagen und Energiewandlung
3 Bauformen
- 3.1 Horizontale Rotationsachse
- 3.2 Vertikale Rotationsachse
4 Technik von Windenergieanlagen
5 Umweltauswirkungen
6 Rahmenbedingungen
- 6.1 Genehmigungsgrundlage
- 6.2 Förderung
7 Unfallrisiken
8 Statistik
9 Forschung und Entwicklung
10 Internationale Rekorde
11 Hersteller/Preise
12 Siehe auch
13 Literatur
14 Quellen
15 Weblinks

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 Stromerzeugung 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 aerodynamische Auslegung der Anlagen.

Anfang der 1980er Jahre setzte sich das Dänische Konzept bei Windenergieanlagen durch. Im Gegensatz zu anderen Versuchsanlagen, wie beispielsweise GROWIAN, wurde dabei auf eine einfache Konstruktion mit der heute allgemein üblichen horizontalen Rotationsachse, drei luvseitigen Rotorblättern und drehzahlstarrer Betriebsführung gesetzt, um so robuste Anlagen zu erhalten, deren Größe erst mit den Jahren 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 2005 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

Energie des Windes

Hauptartikel: Windenergie

Die kinetische Energie des Windes steigt mit der dritten Potenz seiner Geschwindigkeit – diese setzt sich zusammen aus der momentanen kinetischen Energie des Windes, die linear mit der Luftdichte (Masse pro Volumeneinheit) und mit der zweiten Potenz der Geschwindigkeit steigt und einer weiteren Potenzierung durch den bei steigender Luftgeschwindigkeit zunehmenden Volumenstrom in der vom Rotor überstrichenen Querschnittsfläche. Die im Wind enthaltene Energie $E$ bei einer Windgeschwindigkeit $v$ und Luftdichte $ρ$ , die senkrecht durch die kreisförmige Rotorfläche mit Radius $r$ einer Windenergieanlage mit horizontaler Achse in der Zeit $t$ strömt, ist durch folgende Formel gegeben:

$E = {\pi \over 2} r^2 \cdot \rho \cdot v^3 \cdot t$

Aufgrund des starken Anstiegs der Windenergie bei zunehmender Windgeschwindigkeit sind windreiche Standorte besonders interessant. Bei einer Luftdichte von 1,22 kg/m³, einer Windgeschwindigkeit von 8 m/s (≈ Windstärke 4 Bft) und einem Rotordurchmesser von 100 m beträgt die kinetische Energie der innerhalb einer Sekunde durch die Fläche des Rotorkreises strömenden Luft 2,45 Megajoule. (1 MJ/s = 1 Megawatt).

Wirkungsgrad

Hauptartikel: Betzsches Gesetz

Die Effizienz, mit der die Energie des Windes auf den Rotor übertragen wird, ist für eine WEA eine wichtige Kenngröße. Durch die dem Luftstrom entnommene kinetische Energie sinkt die Windgeschwindigkeit am Rotor. Der Wind kann jedoch nicht bis zum Stillstand abgebremst werden, da sonst keine weitere Luft mehr nachströmen könnte. So können theoretisch nur bis zu maximal 59,3 % der im Wind enthaltenen Energie entnommen werden. Dieser Wert wird nach dem Göttinger Physiker, der ihn ermittelte, Betzscher Leistungsbeiwert ( $c p, B e t z$ ) genannt. Bei einer im Wind enthaltenen Leistung (Leistung = Energie/Zeit) von P = 2,45 MW errechnet sich eine theoretisch nutzbare (maximale) Leistung P_n am Rotor von:

$P_n = 0{,}593 \cdot 2{,}45\ \mathrm{MW} = 1{,}47\ \mathrm{MW}$ .

Wie bei allen Maschinen kann auch bei Windenergieanlagen das theoretische Maximum nicht erreicht werden. Moderne Windenergieanlagen kommen auf einen Leistungsbeiwert von $c p$ = 0,45 bis 0,51. Der aerodynamische Wirkungsgrad einer Anlage kann über das Verhältnis des Leistungsbeiwertes der Maschine zum Betzschen Leistungsbeiwert ausgedrückt werden und liegt demnach bei etwa 70 % bis 85 % je nach Windverhältnissen und Auslegung. Zur Berechnung des Gesamtwirkungsgrades müssen zusätzlich noch die Wirkungsgrade aller mechanischen und elektrischen Maschinenteile berücksichtigt werden.

Der Betzsche Leistungsbeiwert stellt dabei keinen Wirkungsgrad dar. Es gehen nur etwa 12 % des Windimpulses durch ein ideales, nach Betz extensiv erntendes Einzelwindrad verloren, die restlichen 29 %, die nicht geerntet werden können, sind darauf zurückzuführen, dass der Wind dem Windrad ausweicht und dieses verlustfrei umströmt. In Windparks, einem räumlichen Ansammlung vieler WEA, wird dem Rechnung getragen, indem die Auslegungsschnelllaufzahl auch an die Windschattenwirkung der Rotoren untereinander angepasst wird. Die Betzschen 59 % sind dann nicht mehr erreichbar.

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. Daraus resultieren Blattspitzengeschwindigkeiten in der Größenordnung von etwa 250 bis 300 km/h unabhängig vom Rotordurchmesser. Durch den Betriebspunkt mit dem höchsten Leistungsbeiwert und der Auslegungsschnelllaufzahl ergibt sich auch die Auslegungswindgeschwindigkeit.

Auftriebsläufer

Enercon E-40 (Auftriebsläufer, drehzahlvariabel und pitchgeregelt)

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

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

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

Rotorblattanzahl

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

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 wird bei der Auslegung berücksichtigt.

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

Widerstandsläufer

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

Widerstandsläufer haben einen niedrigeren Wirkungsgrad. Sie können theoretisch Leistungsbeiwerte bis $c p = 0,2$ , also etwa ein Drittel des Betzschen Leistungsbeiwertes für Auftriebsläufer 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. (Details siehe unten Abschnitt: Regelung und Betriebsführung)

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 Anlage 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 aus wirtschaftlichen Gründen keinen Eingang gefunden. Es gibt sie allerdings bei einigen Kleinwindanlagen und als Forschungsanlagen. Eine gängige Form der Windkonzentration ist jedoch durch die günstige Wahl des Standortes möglich. So erreicht der Wind an Berghängen (Aufwind) oder in bestimmten Talformen höhere Geschwindigkeiten als in der Umgebung und kann somit in diesen natürlichen Windkonzentratoren besser genutzt werden.

Bauformen

Zur Stromerzeugung haben sich heute Windenergieanlagen mit horizontaler Rotationsachse durchgesetzt. Daneben existieren jedoch auch noch andere Bauformen. Die häufig der Vollständigkeit halber aufgeführte Bauform des Flettner-Rotors hat für die stationäre Windenergienutzung keine Bedeutung.

Horizontale Rotationsachse

Nahaufnahme Rotornabe

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.

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

H-Darrieus

Windenergieanlagen mit vertikaler Rotationsachse werden unterschieden 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 z. B. in Form von Vertikalachswindmühlen. 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 errichtet werden, beschränkt sich dieser Abschnitt auf Anlagen dieser Bauform.

Bestandteile einer Windenergieanlage

Schema 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 direkt gekuppelte, vielpolige 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. Letzteres wird von der Steuerung nicht zugelassen.

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

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 12 m, letzterer für Enercon E-112) und einem folglich höheren Generatorgewicht. Die mit der Drehzahl des Rotors schwankende Frequenz der erzeugten Spannung wird zunächst in Gleichstrom umgeformt (gleichgerichtet) und dann mit einem Wechselrichter wieder in einen Wechselstrom umgeformt, nun aber mit den gewünschten Werten von Spannung, Frequenz und Phasenwinkel ins Netz gespeist. Durch die Entkoppelung von Generator und Einspeisung mittels des Gleichstromzwischenkreises 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

Leiter im Stahlturm einer WEA

Der Turm, auf den die bis zu mehreren hundert Tonnen schwere Maschinengondel aufgesetzt wird, ist ein hochbelastetes technisches Bauteil. Er muss unter allen Betriebsbedingungen den Schwingungen der Gondel und den auftretenden Windkräften sicher widerstehen. Die Berechnung der Türme erfolgt für die vorgesehene Lebensdauer der Anlage. Vorhandene Türme können daher nach Ablauf dieser Lebensdauer in 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 im Binnenland zumeist höhere Türme aufgestellt. Die Hersteller bieten 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.

Gittermastwindenergieanlage bei Tarifa

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 wurde getestet^[1]. Die 100-m-Türme wurden danach in einem Stück aufgerichtet und mit dem Fundament verschweißt. Vorteil dieser Variante ist der Wegfall der Schraubflansche. Es handelte sich jedoch noch um Prototypen.
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, die durch Leerrohre in der Wandung geführt werden, auf Vorspannung gebracht (Spannbeton).
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 bis 90 m Rotordurchmesser, etwa 1,5 bis 3 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. Weitere, baugleiche WEA dieser Art stehen bei Aachen, nahe der Messe Hannover, in Österreich und in Swaffenham, sowie in Großbritannien. Manche Windenergieanlagen dienen auch als Standort für Sendeantennen von Funkdiensten mit kleiner Leistung im Ultrakurzwellen-Bereich, wie den Mobilfunk.

Offshoreausrüstung

Protoyp einer 5 MW Windkraftanlage für Offshore-Windparks (Multibrid 5000), gebaut 2004 nördlich von Bremerhaven. Rechts im Hintergrund die Baustelle des Tripod für den zweiten M5000.

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

Zum Aufbau, beim Austausch von Komponenten und bei der Wartung vor Ort muss auf die offshore-Bedingungen Rücksicht genommen werden. So wird die Anlage auf durchschnittlich höhere Windgeschwindigkeiten (andere Windklasse) ausgelegt, was z. B. eine entsprechende Konstruktion des Rotors und seine Abstimmung auf den Generator notwendig macht. Ein weiteres Standortproblem sind die Schwingungen, zu denen eine 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 ermöglicht werden. Einige Konzepte sehen dabei auch Hubschrauberplattformen vor. Auch der Transport der erzeugten elektrischen Energie bis zum Einspeisepunkt an der Küste bedarf gesonderter Vorkehrungen. Es werden Hochspannungsleitungen als Seekabel verlegt.

Zur Gründung einer WEA auf See wird auf maritime Technologien zurückgegriffen. Da Schiffskollisionen nicht ausgeschlossen werden können, muss die Konstruktion so gewählt werden, dass die WEA zwar einem Orkan trotzt, aber möglichst nur geringe Schäden an einer Schiffshülle anrichtet. Zusätzlich besteht die Gefahr, dass die WEA bei einer Kollision im schlimmsten Falle umstürzt.

Typenklasse (Windklasse)

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

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 (DIBT) 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 Steuerung über das Anemometer ermittelt oder aus der Drehzahl des Rotors und der abgegebenen Leistung abgeleitet werden.

Montage einer modernen WEA auf der Steinkopfinsel in Magdeburg

Ist die Windgeschwindigkeit für einen wirtschaftlichen Betrieb zu gering, wird die Anlage in Leerlauf- bzw. Trudelzustand versetzt. Dabei werden die Blätter bei Anlagen mit Pitchregelung in Segelstellung gedreht, Anlagen mit Stallregelung werden aus dem Wind gedreht. Ein Festsetzen des Rotors würde die Lager mehr belasten als der Trudelbetrieb mit leichter Bewegung. Der Generator beziehungsweise der Wechselrichter wird vom Stromnetz getrennt. Die Steuerelektronik und die Stellantriebe für Rotorblattverstellung und Windrichtungsnachführung beziehen dann ihre Energie aus dem Netz. Die Anlagen besitzen auch eine Notstromversorgung, um bei Netzausfall ein sicheres Abschalten (Blätter in Segelstellung drehen und/oder bremsen) zu gewährleisten.

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

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

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

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

Rotorblatt bei unterschiedlichen Windgeschwindigkeiten je nach Regelkonzept

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.

Drehzahlvariable pitchgeregelte Anlagen

Drehzahlvariable pitchgeregelte Anlagen stellen zur Zeit den aktuellen Stand der Technik im Windenergieanlagenbau dar.

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

Momentenregelung:
Um eine optimale Leistungsausbeute zu erreichen, wird die Drehzahl der Anlage im Teillastbereich auf das optimale Verhältnis zwischen Umfangsgeschwindigkeit des Rotors und Windgeschwindigkeit eingestellt (Schnelllaufzahl $λ$ optimal). Die Blätter sind dabei auf den Blattwinkel eingestellt, der das höchste Antriebsmoment an der Rotorwelle erzeugt. Die Drehzahl wird über das Gegenmoment am Generator beeinflusst.

Pitchregelung:
Ist bei der Nennwindgeschwindigkeit das maximale Gegenmoment am Generator (Nennleistung) erreicht, kann die Drehzahl durch weiteres Erhöhen des Generatormoments nicht mehr auf dem Arbeitspunkt gehalten werden. Daher wird der aerodynamische Wirkungsgrad der Blätter verschlechtert, indem sie aus ihrem optimalen Anstellwinkel herausgefahren werden. Diesen Vorgang nennt man Pitchen (von Englisch to pitch = neigen). Die Drehzahl der Anlage wird somit, ab Erreichen des maximalen Generatormoments, über den Anstellwinkel der Blätter beeinflusst. Böen werden durch kurzzeitige Erhöhung der Rotordrehzahl und Verstellung des Anstellwinkels besser ausgesteuert, als bei anderen Anlagen. Die Trennung von Generator und Netzeinspeisung verhindert Rückwirkungen der Rotordrehzahl auf Netzfrequenz und 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 an der Turminnenseite nach unten) erfolgt über fest verbundene Kabel; Schleifkontaktringe sind bei den hohen elektrischen Strömen zu wartungsintensiv. Um diese Kabel nicht zu sehr zu verdrehen, ist die Anzahl der Gondelumdrehungen je Richtung auf bis zu fünf (anlagenabhängig) von der Mittelstellung begrenzt. Ein Verwindungszähler kontrolliert diese Position und sorgt bei Bedarf für Entdrillung, wobei sich die Gondel bei stehendem Rotor ein paar Mal um die Hochachse dreht.

Umweltauswirkungen

Begutachtung eines Rotorblattes und des Turmes einer Windenergieanlage

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

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. 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

Windenergieanlagen vor Kopenhagen

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

Hauptartikel: Schattenwurf von Windenergieanlagen

Nach dem Bundesimmissionsschutzgesetz darf der Schattenwurf (auch Schlagschatten genannt) durch Windenergieanlagen auf (bestehende) Wohnhäuser jeweils nicht mehr als 30 Stunden pro Jahr und 30 Minuten pro Tag betragen. Diese Grenzwerte gelten unabhängig von Anlagenzahl und -größe. Bei dem Jahresgrenzwert handelt es sich um eine theoretisch Größe, die sich unter Annahme von stetigem Wind, Betrieb, Sonnenschein und maximaler Schattenprojektion ergibt. Dies führt zu realen Belastungen von etwa sieben bis acht Stunden im Jahr pro Immissionspunkt, die über Mess- und Steuerungseinrichtungen in den Anlagen eingehalten werden müssen. Insbesondere der flackernde Schatten des drehenden Rotors wird oft als belästigend empfunden. Anlagen, bei denen Gutachten zur Genehmigung eine Überschreitung der Grenzwerte zeigen, werden heute mit einer sonnenstands- und wetterabhängigen Schattenwurfregelung ausgerüstet, welche durch die automatische zeitweise Abschaltung der Anlagen für die Einhaltung der Grenzwerte sorgen.

Diskoeffekt

Der "Diskoeffekt" bezeichnet periodische Lichtreflexionen durch die Rotorblätter, er wird häufig mit der Schattenwurferscheinung des Rotors verwechselt. Er trat vor allem bei Anlagen aus den Anfängen der Windenergienutzung auf, als noch glänzende Lackierungen an den Rotorblättern benutzt wurden. Mittlerweile werden die Oberflächen der Anlagen mit matten, nicht reflektierenden Lackierungen versehen. Daher spielt der Diskoeffekt bei der Immissionsbewertung durch moderne Windenergieanlagen keine Rolle mehr.

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. Bei der Planung von Anlagen bemüht man sich um Einhaltung von angemessenen Abständen zu Wohngebieten.

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. 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. 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 durch deren Hersteller. Im Bereich Forschung und Entwicklung in den letzten Jahren viel getan, um die Akzeptanz bei der Bevölkerung zu erhöhen. So wurde die Geräuschemission durch bessere Körperschallentkopplung, Schalldämpfung und Aerodynamik stark reduziert und damit der Schallleistungspegel der Anlagen im Verhältnis zu Leistung und Ertrag gesenkt.

Energierücklaufzeit

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

Die erzeugte Strommenge wird in der Regel die eingesparte Primärenergie gegenübergestellt. Eine erzeugte kWh_elektrisch entspricht dabei je nach Vergleichsgrundlage 2–3 kWh_{Primärenergie}. Energetisch können sich nur Kraftwerke amortisieren, die regenerative Energiequellen nutzen, da auf dem Verwendung von fossilen Brennstoffen basierende Kraftwerke ständig nicht regenerative Energievorräte verbrauchen.

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

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

Beispiele:

Typ	Offshore	Küste	Küstennah	Binnenland
Windenergieanlage 200 kW, 25 m Rotordurchmesser Herstellung Anlage inkl. Fundament^[2]	-	4 Monate
Windenergieanlage Enercon E-32; 300 kW, 32 m Rotordurchmesser^[3]	-	2,1 Monate	2,5 Monate	4,3 Monate
Windenergieanlage Enercon E-66; 1.500 kW, 66 m Rotordurchmesser; Mischanalyse Herstellung, Auf- und Abbau, Wartung^[4]	-	3,7 Monate	4,7 Monate	6,1 Monate
Offshore-Windenergieanlage; 5 MW auf Tripod-Fundament; Erfassung gesamter Lebensweg, ohne Netzanbindung ^[5]	4 Monate	-	-	-
Offshore-Windpark 2010; 200 MW (40 × 5 MW) Erfassung gesamter Lebensweg, inkl. Netzanbindung^[5]	5 Monate	-	-	-

Rahmenbedingungen

Genehmigungsgrundlage

Windenergieanlagen sind nach §35 Abs.1 Abs.1 Nr.5 Baugesetzbuch - BauGB^[6] - als Vorhaben im Außenbereich „privilegiert“. Durch planungsrechtliche Instrumente (Regionalplanung, Flächennutzungsplanung bzw. Bebauungspläne) können Vorrangflächen festgelegt und damit auch andere Flächen von der Windenergienutzung ausgeschlossen werden. Die Genehmigung erfolgt in der Regel als imissionsschutzrechtliche Genehmigung, die gleichzeitig alle anderen erforderlichen Genehmigungen einbezieht.

In der Praxis wird oft versucht, politisch auf die Genehmigungsbehörden sowohl pro als auch contra Windenergienutzung Einfluss zu nehmen. Dies ist genauso wenig zulässig wie eine übermäßige Standardisierung der Verfahren durch Windenergieerlasse (vgl. z.B. Abstandsregelungen im Windenergieerlass NRW^[7]).

Förderung

Da die Technologie von Windenergieanlagen relativ neu ist, entstehen immer noch relativ hohe Ausgaben für Forschung und Weiterentwicklung. Ebenfalls existiert nur eine sehr begrenzte Serienproduktion. Aus diesem Grund können Windenergieanlagen noch nicht auf derzeitigem Marktniveau mit konventionellen Kraftwerken konkurrieren. Da Investitionen in alternative Energieträger, speziell auch die Windenergie, jedoch aus verschiedenen Gründen erwünscht sind, gibt es in vielen Ländern entsprechende Förderprogramme.

Weitere Informationen zur Förderung finden sich im Artikel Windenergie.

Unfallrisiken

Unglücksfälle kommen auch bei Windenergieanlagen 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. Die 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.

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. Bei einigen der neuen Multimegawatt-Offshore-Anlagen wird inzwischen 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. Alle modernen Anlagen verfügen über eine Eiserkennung, die beruhend auf Temperatur, Windsensorstatus, Windgeschwindigkeits- und Leistungsdaten bei Vereisung automatisch abschalten und erst bei Tauwetter wieder anlaufen. Einige Hersteller bieten auch Rotorblattheizungen an. Eisabfall wurde dabei schon oft beobachtet, es wurden jedoch noch keine Personen- oder Sachschäden dokumentiert. Die Fallweite (niedrige Anlaufdrehzahl und schlechte Aerodynamik bei Eisansatz) und Eisgröße sind meist gering. Bei Eiswetterlage oder Tauwetter sollte der Aufenthalt unter Windenergieanlagen ebenso wie unter anderen hohen Gebäuden oder Konstruktionen vermieden werden.

Statistik

weitere Statistiken zum Thema unter Windenergieanlagenhersteller, Windenergie und Auslastung

Die durchschnittliche Betriebsdauer einer Windenergieanlage beträgt je nach Windangebot etwa 5.000 (schlechter Binnenlandstandort) bis 8.000 Stunden (guter Küstenstandort) pro Jahr. Ein Jahr hat bei 365 Tagen 8.760 Stunden. Davon arbeitet die Anlage nur einen kleinen standortabhängigen Anteil der Zeit mit Nennleistung und den Rest der Betriebszeit im Teillastbereich. Dabei sind vor allem die Windverhältnisse und die Auslegung der Anlage auf die Standortbedingungen ausschlaggebend. Wird der Jahresertrag durch die Nennleistung geteilt, so ergeben sich die sogenannten Jahresvolllaststunden.

Im Jahr 2005 lag die Volllaststundenzahl laut Tabelle deutschlandweit bei durchschnittlich 1.450 Stunden. Dieser Wert ist rechnerisch richtig, aber auch irreführend. Es wird nicht berücksichtigt, dass die in einem Jahr neu installierten Windenergieanlagen nicht ein volles Jahr zum Jahresgesamtenergieertrag beitragen konnten, wobei bisher rund zwei Drittel der neuen Anlagen im der zweiten Jahreshälfte installiert wurden. Damit geht die Nennleistung der Neuanlagen in die Jahresstatistik ein, ohne dass diese ein volles Jahre Energie erzeugen konnten. Die zahlreichen kleineren Altanlagen haben nicht die Effizienz moderner Multimegawatt-Anlagen. Die Auslastung moderner Anlagen liegt zwischen 15% und 25%, im Offshorebereich sollen 40% bis 50% möglich sein. In der Statistik ergeben sich Veränderungen zudem aus dem schwankenden Windangebot.

Einige statistische Angaben zur Windenergie in Deutschland für die Jahre 2001 bis 2006
	2001	2002	2003	2004	2005	2006
Stromverbrauch gesamt (TWh)	580,5	581,7	588,0	600,6^a)	610,0
Stromerzeugung durch Windenergieanlagen (TWh)	10,7 (1,8 %)	16,5 (2,8 %)	18,6 (3,2 %)	25,0 (4,2 %) ^a)	26,5 (4,3 %)	30,5 (5,0 %)^{b); vorläufig}
installierte Anlagenleistung am Jahresende (GW)	8,7	11,8	14,6^d)	16,6^d)	18,4 ^d)	20,6^d)
Anlagenzahl am Jahresende; d)	11.438	13.759	15.387^d)	16.543^d)	17.574^d)	18.685^d)
durchschnittl. Nennleistung pro Anlage (kW)	763	864	949^d)	1.005^d)	1.049 ^d)	1.103^d)
scheinbare durchschnittl. Auslastung (% der Nennleistung)^c)	14,0	16,0	14,5	17,1	16,6	17,3
Quelle: VDN/VdEW, DEWI, ^a) Schätzung AGEE-Stat, ^b) VDEW, ^c) Wert zu gering, da bei Jahreswerten der anteilige Beitrag der Neuinstallationen nicht korrigiert wird, ^d) DEWI

Forschung und Entwicklung

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

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

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

Internationale Rekorde

5M der REpower Systems in Brunsbüttel

Die derzeit leistungsstärkste Windenergieanlage (Stand Ende 2005) ist die E112 von Enercon mit bis zu 6 MW installierter Leistung^[8]
Die höchste Windenergieanlage der Welt ist die Fuhrländer FL2500 bei Laasow/Brandenburg. Sie wurde am 14. September 2006 fertiggestellt. Der Gittermastturm für diesen Prototyp erlaubt eine Nabenhöhe von 160 m. Bei Einem Rotordurchmesser von 90 m erreicht die Anlage eine Gesamthöhe von 205 m^[9].
Die weltweit höchstgelegene Windenergieanlage steht auf dem Gütsch nahe Andermatt in der Schweiz auf 2'300 m ü. M. Ein getriebeloser Prototyp des niederländischen Herstellers Lagerwey wurde im Sommer 2002 in Betrieb genommen. Im Oktober 2004 wurde die Anlage wegen Rissen in den Rotorblättern abgebaut. Auf dem alten Fundament steht seitdem eine Enercon E-40 mit 600 kW Nennleistung. Pro Jahr soll sie 1,5 Mio. Kilowattstunden elektrische Energie liefern.
Die nördlichsten Windenergieanlagen der Welt (Stand August 2005) sind 16 Nordex N-80 mit jeweils 2,5 MW Nennleistung im Windpark Havøygavlen bei Hammerfest in Norwegen.
Die südlichsten Windenergieanlagen der Welt (Stand August 2005) sind zwei Enercon E-30 (je 300 kW) in der Antarktis. Zusammen mit Dieselaggregaten (zuvor nur Dieselaggregate) versorgen sie seit 2003 die Station Mawson Bay der Australian Research Division.
Mit dem Offshore-Windpark Vindeby Offshore, der 1991 in Dänemark errichtet wurde, hat der dänische Hersteller Bonus (heute Siemens Windpower) den ersten Windpark der Welt auf See errichtet. Eines der neueren Projekte ist Nysted Offshore, heute der weltweit größte Offshore-Windpark mit 72 Windrädern und einer Maximalleistung von insgesamt 165,6 Megawatt.

Hersteller/Preise

Hauptartikel: Windenergieanlagenhersteller (Dort befindet sich auch eine Übersicht über die Marktanteile)

Die Preise für Windenergieanlagen unterliegen marktüblichen Schwankungen. Zum einen halten sich die Anbieter eher bedeckt, zum anderen müssen viele individuelle Rahmenbedingungen berücksichtigt werden. Dazu zählen beispielsweise die Art des Fundamentes, die Turmvariante, die Infrastruktur (Zuwegung zur Baustelle, Entfernung zum Stromnetz, Art der Einspeisung usw.) Die Deutsche Energie-Agentur GmbH gibt die Preise (Stand 2004) bei Nennleistungen von 100 bis 1.000 kW zwischen 615 und 870 Euro und bei großen Anlagen im Megawattbereich zwischen 770 und 1.025 Euro pro installiertem Kilowatt an (inklusive Montage und Abnahme).

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

Siehe auch

Literatur

Robert Gasch (Hrsg.): Windkraftanlagen. Teubner, Stuttgart 2005. ISBN 3519363348
Erich Hau: Windkraftanlagen. 3. Aufl. Springer-Verlag, Berlin - Heidelberg - New York 2003. ISBN 3540428275 (enthält auch einen recht ausführlichen Teil zur Geschichte der Windenergienutzung)
Albert Betz: Windenergie und ihre Ausnutzung durch Windmühlen. Vandenhoeck and Ruprecht, Göttingen 1926, Ökobuch, Kassel 1982 (Repr.). ISBN 3922964117
Andreas Jungbauer: Windenergienutzung in einem regenerativen Energiesystem, Analyse der Windkraftanlagen Eberschwang und Laussa. Diplomarbeit Technischen Universität Graz, Institut für Hochspannungstechnik, Elektrotechnik-Wirtschaft und Energieinnovation. Graz 1998. (PDF)
Gerd Rosenkranz, Harald Schumann: Dokumentation. Was kostet die Windkraft? in: Netzeitung. Berlin 5. April 2004 (online-Magazin).
Craig Morris: Windenergie hat Zukunft. in: Telepolis. Heise, Hannover 30. März 2004 (online-Magazin).
Werner Bennert: Windenergie. Verlag der Technik, Berlin 1989. ISBN 3-341-00627-3

Quellen

↑ Windblatt 06-2004; Seite 4 und 5; Herausgeber: Enercon GmbH; online abrufbar unter http://www.enercon.de
↑ Jensch, W.: Energetische und materielle Aufwendungen beim Bau von Energieerzeugungsanlagen, zentrale und dezentrale Energieversurgung. FFE Schriftenreihe, Band 18, Springer Verlag 1987
↑ Domrös, R.: Energetische Amortisationszeit von Windkraftanlagen auf der Basis der Prozesskostenanalyse, Diplomarbeit, TU Berlin, Fachgebiet für Energie und Rohstoffwirtschaft, 1992.
↑ Pick, E. Wagner, H.-J. Beitrag zum kumulierten Energieaufwand ausgewählter Windenergiekonverter, Arbeitsbericht des Instituts für ökologisch verträgliche Energiewirtschaft, Universität Essen 1998
↑ ^a ^b Tryfonidou, R., Wagner, H.-J.: Offshore-Windkraft - Technikauswahl und aggregierte Ergebnisdarstellung, Lehrstuhl für Energiesysteme und Energiewirtschaft, Ruhr-Universität Bochum, 2004 (Kurzfassung: [1]).
↑ http://norm.bverwg.de/jur.php?baugb,35
↑ http://www.bielefeld.ihk.de/fileadmin/redakteure/standortpolitik/Verkehr_und_Planung/windenergieerlass_vom_21.10.05.pdf
↑ Quelle: www.enercon.de
↑ Internetseite von Laasow http://home.arcor.de/laasow/index.htm (abgerufen am 21.01.2007; 01:00)

Weblinks

Commons: Windenergieanlage – Bilder, Videos und/oder Audiodateien

Technische Informationen

www.world-wind.energy.info - Informationsportal zur Windenergie mit Schwerpunkt Technik, erstellt vom Welt-Windenergieverband WWEA e.V.
Informationsportal des "Verbandes der dänischen Windkraftindustrie" (deutsch, zusätzlich mit einem speziellen Informationsangebot für Schulkinder)
Die Windindustrie in Deutschland (Bundesverband Windenergie e. V.)
Informations- und Nachrichtenportal des deutschen Bundesumweltministeriums (zu allen Arten erneuerbarer Energie)

Interessengruppen

Offshore-Windenergie

Informationsportal der dena zur Offshore-Windenergie
www.wissenschaft.de: Windenergie mit Wellengang - Schwimmende Windkraftwerke auf dem offenen Meer sollen in Zukunft Strom erzeugen

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