Die Nutzung der Windenergie durch den Menschen gibt es schon seit dem Altertum und ist keine neue Idee. Über viele Jahrhunderte und zum Teil auch bis in die heutige Zeit waren „Windmühlen" neben Wasserrädern der einzige Antrieb für unterschiedliche mechanische Nutzungen.
Seit ca. 4000 Jahren nutzt der Mensch die Energie des Windes, um Arbeit zu verrichten. Das Segel revolutionierte die Seefahrt, die bis dahin nur mit Muskelkraft auskommen musste. Schon 1700 Jahre v. Chr. soll der babylonische König Hammurabi mit windgetriebenen Schöpfwerken Mesopotamien bewässert haben.
Neben dem Pumpen zur Bewässerung oder Entwässerung war die wichtigste Aufgabe für Windräder das Mahlen von Korn. Von daher hat sich auch der Begriff „Windmühle" bis heute eingeprägt, obwohl es auch andere windgetriebene Maschinen gab, wie z.B. Sägewerke oder Hammerwerke.
Historische Holländer - Windmühle (Niederlande), © Bundesverband WindEnergie e.V.
Amerikanische Windkranftanlage zum Wasserpumpen, © Bundesverband WindEnergie e.V.
Neu und innovativ sind jedoch die heute gebräuchlichen Windenergieanlagen zur Stromerzeugung, die ihren Siegeszug aufgrund einiger technischer Neuerungen antreten konnten, wie z. B. die Verwendung von Kunststoffen im Flügelbau. Die Entwicklungen auf den Gebieten der Aerodynamik, des Elektromaschinenbaus, der Regelungstechnik und der Elektronik stellen die technischen Grundlagen für die heutigen Windenergieanlagen dar.
Seit 1980 geht der Trend zu immer größeren und besseren Windenergieanlagen in einem Tempo voran, das sonst nur aus der Computertechnik bekannt ist.
Durchgesetzt hat sich die WEA im direkten Netzanschluss zur Erzeugung von Strom. Sie hat meist zwei bis drei Rotorblätter, eine horizontale Achse, die Gondel mit Rotornabe, Getriebe und Generator sind dem Wind motorisch nachführbar. Der Rotor steht vor dem Turm in Windrichtung (Luv-Läufer).
Die theoretische Basis lieferte 1920 und 1926 Albert Betz mit seiner Theorie zur Berechnung der maximal möglichen Leistungsentnahme und der optimalen Geometrie der Rotorblätter.
Prof. Ulrich Hütter konnte 1950 mit seiner Versuchsanlage die moderne Aerodynamik und die moderne Glasfasertechnik auf den Flügelbau von Windenergieanlagen anwenden.
Poul la Cour aus Dänemark entwickelte eine Windenergieanlage zur Erzeugung elektrischen Gleichstroms. 1958 wurde von seinem Schüler Johannes Juul das so genannte „Dänische Konzept“ entwickelt, mit dem erstmals Wechselstrom direkt in das Versorgungsnetz eingespeist werden konnte. Dieses Konzept sollte sich sehr schnell durchsetzen. Bis heute arbeitet fast die Hälfte aller Windenergieanlagen nach diesem Prinzip.
Im Dänemark der 80er Jahre wurden kleine Anlagen mit Nennleistungen zwischen 20und 100entwickelt. Diese wurden mit staatlicher Hilfe dezentral auf landwirtschaftlichen Höfen und an der Küste aufgestellt und speisten den erzeugten Strom, der nicht selbst benötigt wurde, in das elektrische Netz.
Die Forschung in anderen Ländern tendierte aber zu Großanlagen, wie etwa in den USA (NASA) oder dem deutschen GroWiAn. Leider erwiesen sich diese Pläne als zu ehrgeizig. Nach nur wenigen hundert Betriebsstunden wurde der Test der gebauten Forschungsanlagen wieder eingestellt.
Die Leistung des Windes ergibt sich aus der kinetischen Energie der bewegten Luftmasse. Diese steigt mit dem Quadrat der Geschwindigkeit und ist proportional zur Masse der Luft, die durch die Rotorkreisfläche trifft. Da Leistung Energie oder Arbeit pro Zeit bedeutet, steigt die Leistung des Windes mit der dritten Potenz der Windgeschwindigkeit. Aufgrund der geringen Luftdichte (PLuft=1,25 kg / m3) ist die Leistungsdichte des Windes deutlich geringer als beispielsweise die der Wasserkraft (PWasser=1000 kg / m3). Bezogen auf eine durchströmte Fläche (bei einer Windenergieanlage mit horizontaler Achse ist dies die vom Rotor überstrichene Kreisfläche) ergibt sich die Leistung des Windes, die zur Nutzung zur Verfügung steht. Hieraus folgt, dass bei doppeltem Rotordurchmesser die Leistung vier Mal so groß ist. Bei doppelter Windgeschwindigkeit wird die Leistung sogar verachtfacht.
Albert Betz hat 1920 mit seiner Theorie der geschlossenen Stromröhre nachgewiesen, dass mit einer Windenergieanlage durch Verzögerung der strömenden Luftmasse maximal 16/27 = 59 % der Leistung des Windes genutzt werden kann. Dieser optimale Leistungsbeiwert cP wird erreicht, wenn die Windgeschwindigkeit durch den Rotor der Windenergieanlage auf ein Drittel ihres Wertes abgebremst wird.
Heutige Windenergieanlagen erreichen Leistungsbeiwerte von 50 % und kommen der theoretisch maximalen Leistungsfähigkeit recht nahe.
Historische Windmühlen haben - wie auch heute noch zum Teil einfache Anlagen kleiner Leistung (bis 2 kW) - nach dem Widerstandsprinzip gearbeitet. Hierbei wird die Reduktion der Windgeschwindigkeit durch einen Rotor mit vertikaler Achse bewirkt, der dem Wind einen Widerstand bietet. Berechnet man die Leistungsfähigkeit solcher Windenergieanlagen, so ergibt sich ein maximaler Leistungsbeiwert von 12 %. Die Leistungsbeiwerte von Windenergieanlagen, die nach dem Auftriebsprinzip arbeiten, sind deutlich höher und erreichen ca. 50 %. Dies liegt an der sehr viel höheren Geschwindigkeit, die sich am Rotorblatt durch die Überlagerung von Wind- und Umfangsgeschwindigkeit einstellen.
Durch die Wahl der Schnelllaufzahl Lambda, die das Verhältnis von Umfangsgeschwindigkeit an der Spitze des Rotorblatts zur Windgeschwindigkeit angibt, lässt sich das Leistungsverhalten der Windenergieanlage beeinflussen. Bei Wahl einer niedrigen Schnelllaufzahl von Lambda= 1 ergibt sich ein Rotor mit vielen Blättern, der ein großes Drehmoment erzeugt und mit niedriger Drehzahl rotiert. Wählt man eine hohe Schnelllaufzahl, folgt ein Rotor mit wenigen Blättern, der ein niedriges Drehmoment erzeugt und höhere Drehzahlen erreicht.
Prinzipiell ist die Leistung des Rotors jedoch nicht abhängig von der Anzahl der Rotorblätter (vergleiche: Betz'sche Theorie im nächsten Abschnitt).
Die Leistungsumsetzung am Rotorblatt einer Windenergieanlage folgt den Gesetzen der Tragflügeltheorie. Wie beim Tragflügel eines Flugzeuges stellt sich bei der Umströmung eines aerodynamischen Profils ein Unterdruck auf der Oberseite des Flügels (dieser saugt den Flügel nach oben) und ein Überdruck auf der Unterseite des Flügels (dieser drückt den Flügel nach oben) ein.
Als wirksame Kraft auf den Flügel ergibt sich aus den Druckunterschieden eine Auftriebskraft, die senkrecht auf der Richtung der Anströmung steht und eine Widerstandskraft, die in Richtung der Anströmung wirkt. Bei einem Rotorblatt einer Windenergieanlage, das um die Rotorachse rotiert, ergibt sich die Anströmung aus der geometrischen Addition der Windgeschwindigkeit v und der Umfangsgeschwindigkeit u, die nach außen zur Rotorblattspitze linear zunimmt. Der Auftrieb am Rotorblatt resultiert also nicht nur aus der Windgeschwindigkeit sondern vor allem auch aus der eigenen Rotation des Blattes. Die Geschwindigkeiten werden an der Blattspitze somit sehr groß. Die Umfangsgeschwindigkeit ist bei heutigen Windenergieanlagen ca. 6-mal so groß wie die Geschwindigkeit des Windes. Man spricht von einer Schnelllaufzahl Lambda= 6. Die Geschwindigkeiten an der Blattspitze nehmen somit Werte von 60 m/s bis zu 80 m/s an.
Die Leistung des Rotors folgt aus der Umfangskomponente der Auftriebskraft reduziert um die Umfangskomponente der Widerstandskraft. Die in Achsrichtung wirkenden Kraftkomponenten ergeben den Schub auf den Rotor, der nicht zur Leistungsumsetzung beiträgt, sondern vor allem eine Belastung für Turm und Fundament darstellt.
Die Theorie von Albert Betz erlaubt es, die optimale Geometrie des Rotorblattes (Blatttiefe und Blattverwindung) zu bestimmen.
Bauformen von Windenergieanlagen unterscheidet man nach unterschiedlichen Kriterien:
Augenscheinlich ist die Ausrichtung der Achse (horizontal oder vertikal). Bei horizontaler Achse unterscheidet man zwischen Rotoren, die vor dem Turm rotieren (Luv-Läufer) und Rotoren, die hinter dem Turm vom Wind angeströmt werden (Lee-Läufer). Schnelllaufzahl und Blattzahl bestimmen das Antriebsverhalten und damit die Nutzung der Windenergieanlage.
Bei modernen Windenergieanlagen zur Stromproduktion unterscheidet sich der Aufbau des Maschinenträgers, der sich zur Nachführung in die Windrichtung drehbar auf dem Turm befindet. Es gibt Anlagen mit Getriebe oder ohne Getriebe, es gibt Maschinenträger, auf denen die Komponenten (Lager, Getriebe, Generator) einzeln positioniert sind (aufgelöste Bauform), sowie Bauformen, bei denen mehrere Funktionen in einem Bauteil zusammengefasst sind (Lagerung der Rotorwelle im Getriebe) (integrierte Bauform).
Masten (abgespannte Bauwerke) werden meist nur bei kleinen Windenergieanlagen (bis 10 kW) verwendet. Bei den Türmen (freistehende Bauwerke) werden Rohrtürme aus Stahl oder Beton oder Gittertürme gebaut.
Moderne Windenergienanlagen sind komplexe technische Systeme, deren theoretische Grundlagen eine Reihe von Fachrichtungen vereinigen:
Aerodynamik, Leichtbau >> Flügel, Dynamik Gesamtsystem)
Maschinen- und Anlagenbau >> Maschinensatz mit Wellen, Getriebe, Lagern, Bremsen, Turm
Elektrotechnik >> Generator, Umrichter, Netzanschluss, elektrische Leitungen
Elektronik und Regelungs- und Leittechnik, Informatik>> Steuerung und Regelung der Anlage, Fernüberwachung, Sensorik
Bauingenieurwesen >> Fundament, Zuwegung
Meteorologie >> Auslegung, Ertrag
Zur Einspeisung von Strom in das elektrische Netz dominieren derzeit drei Konzepte den Markt. Die folgende Tabelle gibt eine Übersicht über Unterschiede und Gemeinsamkeiten dieser Bauformen.
Beim „Dänischen Konzept“, das bis Mitte der neunziger Jahre den Markt völlig beherrschte, wird die Leistungsaufnahme bei sehr starkem Wind oder bei Böen auf „natürliche Weise“ durch den Asynchrongenerator begrenzt. Er fesselt die Drehzahl der Anlage an die Frequenz des elektrischen Netzes, so dass der Rotor auch bei sehr starkem Wind nicht schneller drehen kann. Dadurch reißt die Strömung an den Flügeln ab (stall) und die Leistungsaufnahme der Anlage wird so (ohne eine Blattwinkelverstellung) begrenzt. Das ist das Konzept von Johannes Juul.
Durch den Asynchrongenerator entfällt auch der Synchronisierungsaufwand, wie er bei einem Synchongenerator anfallen würde. Kurz: ein einfaches robustes System.
Die ab 1990 bis 2000 zur Marktreife entwickelten „pitch-Konzepte“ haben eine Blattwinkelverstellung, d. h. das Rotorblatt kann um seine Längsachse verdreht werden (pitch = englisch für Anstellwinkel). Die Maschinen arbeiten von der Stärke der Windgeschwindigkeit geführt drehzahlvariabel. Durch die Blattwinkelverstellung wird erst im Starkwindbereich (ab 12 m/s) die Leistungsaufnahme begrenzt. Im Schwachwindbereich wird sie nur zum Anfahren der Anlage benötigt. Bei Normalwind fährt die Anlage mit festem, optimalem Blattwinkel zur besten Leistungsausbeute, aber eben mit veränderlicher Drehzahl, bis die Nennleistung erreicht wird. Von da an wird die Blattwinkelverstellung aktiv und hält die Leistungsabgabe konstant.
Beim „pitch-Konzept“ mit einem Synchrongenerator (Konzept 2) wird durch die veränderliche Drehzahl der gesamte erzeugte „wilde“ Strom durch den Frequenzumrichter auf die Netzfrequenz von 50 Hz gebracht.
Beim Konzept mit einem doppelt gespeisten Asynchrongenerator (Konzept 3) ist dies nicht für die elektrische Gesamtleistung notwendig, sondern nur für den Anteil, der aus dem Läufer des Generators kommt. Das sind nur ca. 40 % der Nennleistung und der Umrichter kann daher kleiner gebaut werden.
Eine Windenergieanlage ist nur scheinbar eine einfache Konstruktion. Viele Stadien vom Entwurf bis zur Errichtung müssen durchlaufen werden, bis dann die Anlage auf der Wiese umweltfreundliche Energie erzeugen kann.
Der Wind weht nicht immer gleichmäßig, und Windenergieanlagen laufen daher nicht immer auf Nennleistung. Die tatsächliche erzeugte Energiemenge liegt unter der theoretisch möglichen. Dies wird durch den so genannten Kapazitätsfaktor ausgedrückt. Er berechnet sich aus dem Jahresertrag in kWh geteilt durch das Produkt aus Nennleistung der Windenergieanlage und die 8.760 Stunden des Jahres. Je nach Standort ergibt sich ein Kapazitätsfaktor zwischen 30 % an den windreichsten Standorten an der Küste und ca. 18 % an den windärmeren Binnenlandstandorten.
Das Argument, dass die Windenergie nicht kontinuierlich zur Verfügung steht, stimmt. Jedoch stellt jede ins elektrische Netz eingespeiste kWh einen Teil der Grundlastversorgung dar. Durch die große Anzahl der bereits in Deutschland installierten 17.500 Windenergieanlagen (Stand: 31.12.2005) ergibt sich eine Vergleichmäßigung der eingespeisten Leistung. Bei der großräumigen Verteilung kann man davon ausgehen, dass ca. 10 % der Nennleistung aller Windenergieanlagen als Dauerleistung in das Netz gespeist werden.
Windpark Sintfeld zur Stromerzeuzung, einer der größten Windparks in Deutschland. © WWEA e.V.
Windpark Sintfeld
Nimmt man die geplanten Windenergieprojekte auf See hinzu (Offshore-Windparks), so wird diese Betrachtung noch günstiger ausfallen. Dies gilt in gleichem Maße für die Einbeziehung anderer Windenergieanlagen im europäischen Ausland, die ebenfalls in das europäische Verbundnetz einspeisen.
So kann tatsächlich konventionelle Kraftwerkskapazität abgebaut und dauerhaft von regenerativen Energien ersetzt werden. Intelligente Lastmanagement-Systeme und die Entwicklung von Prognoseverfahren zur Vorhersage der Windleistung tragen weiter dazu bei, dass konventionelle Kraftwerkskapazität eingespart werden kann.
Mit dem Begriff „1500-kW-Windenergie-Anlage“ wird die maximale Leistung des Generators, seine Nennleistung, gekennzeichnet. Eine Leistung von 1500 kW entspricht bei einem PKW einer Leistung von 2039 PS. Die Nennleistung erreicht die Anlage bei einer spezifischen Windgeschwindigkeit. Diese Nennwindgeschwindigkeit liegt meist zwischen 11 und 15 m/s (entsprechend 40 – 54 km/h).
Der Betriebsbereich der WEA liegt zwischen der Einschaltwindgeschwindigkeit (2,5-4bei der die WEA beginnt, elektrische Leistung in das Netz abzugeben, und der Abschaltwindgeschwindigkeit (25-34Geht die Anlage ans Netz, geschieht dies „weich“, das heißt gleitend unter Einsatz von moderner Regelungstechnik. Weht der Wind zu stark, wird die Leistung herabgeregelt, um eine gleichmäßige Einspeisung zu gewährleisten. Bei modernen Anlagen verhindert eine sanfte Sturmabschaltung, dass die Leistung abrupt aufhört. Auf diese Weise werden Störungen im Übertragungsnetz vermieden.
Leistungsregulierung
Um Windkraftanlagen vor Überlast zu schützen und eine gleichmäßige Stromabgabe zu gewährleisten, muss bei Windgeschwindigkeiten über der Nennwindgeschwindigkeit ein Teil der Leistung gedrosselt werden. Die beiden folgenden Prinzipien sind die gängigsten zur Leistungsregulierung:
mit freundlicher Genehmigung des Bundesverbands WindEnergie BWE
Gekürzte Fassung von: http://www.wind-energie.de/de/die-technik/