Regenerative Energien, Teil 2

Windkraftanlagen – wie aus bewegter Luft elektrischer Strom wird

Schon seit Tausenden von Jahren kennt der Mensch Vorrichtungen, mit deren Hilfe er die dem Wind innewohnende Bewegungsenergie nutzt. Dem Stand der damaligen Technik entsprechend wurde Windenergie zur Verrichtung mechanischer Arbeit eingesetzt: zum Mahlen von Getreide, zum Pumpen von Wasser, zum Sägen von Holz, zum Herstellen von Öl, in der Tuchwalkerei und in der Baumwollspinnerei. Werner von Siemens hat 1866 mit der Weiterentwicklung der damals bereits bekannten rotierenden Stromerzeuger zur dynamoelektrischen Maschine das Tor zum Zeitalter der Elektrizität aufgestoßen. Erst die wirtschaftliche Wandlung von Rotationsenergie in elektrische Energie machte den Einsatz von elektrischem Strom im Alltag zu Beleuchtungs- und Antriebszwecken möglich. Im Laufe der darauf folgenden weltweiten Forschung entstanden in rasanter Folge die heutigen Anwendungen aus Naturwissenschaft und Technik in all unseren Lebensbereichen.

Ursachen und Kenngrößen des Windes

Die Entstehung von Wind (strömender Luft) als globales Phänomen wird von der eingestrahlten Energie der Sonne auf die ihr zugewandte Erdoberfläche verursacht. Weil die Erdachse nicht senkrecht zur Umlaufebene um die Sonne steht, sondern um 23,5° zur Ekliptik (Ebene der Umlaufbahn, auch Planetenebene genannt) geneigt ist, wird im Verlauf eines Umlaufs um die Sonne ein halbes Jahr lang die Nordhalbkugel und ein halbes Jahr lang die Südhalbkugel stärker bestrahlt. Das ist der Grund für die Jahreszeiten. Wegen der prinzipiell flacheren Einstrahlung in den polaren Gebieten mit hohen Breitengraden in der Nähe von 90° ist es dort kälter als in der Äquatorialzone mit niedrigen Breitengraden nahe 0°. Das gilt nicht nur für das bestrahlte Erdreich, sondern auch für die auflagernden Luftmassen. Zwischen der polaren Kaltluft und der tropischen Warmluft entsteht ein Luftdruckgefälle, das Luftbewegungen von den tendenziell höheren Lufdruckbereichen in den nördlichen Sphären in Richtung des Äquators mit niedrigerem Luftdruck auszugleichen sucht. Durch die breitengradabhängige Umlaufgeschwindigkeit der Erddrehung werden diese Nordwinde im Laufe ihrer Nord-Süd-Bewegung zunehmend nach Osten abgelenkt, was sich in Europa in einer überwiegenden Westwindlage auswirkt.

Die Rauigkeit der Erdoberfläche aufgrund geografischer Merkmale wie Berge, Täler, Land- und Wassermassen stört die Gleichförmigkeit der Luftbewegung und führt zu Verwirbelungen. Mit zunehmendem Abstand zu den Unebenheiten des Bodens nimmt deren Einfluss ab, wodurch der Wind ab einer bestimmten Höhe gleichförmig in Richtung der Erddrehung weht (geostrophischer Wind). Diese großflächigen Windregime (vorherrschende Winde und ihre Häufigkeit in einer bestimmten Region oder über einen bestimmten Zeitraum, durchschnittliche Windgeschwindigkeit, saisonale oder tägliche Schwankungen) werden von kleinräumigen, mikroklimatischen Windsystemen überlagert. Das kann zu sich tageszeitlich wiederholenden Windströmungen führen. Ein Beispiel ist der Küsten- oder Seewind. Er tritt an Meeresküsten oder großen Landseen mit einem periodischen Wechsel der Windrichtung auf. Seine thermische Ursache liegt in der schnelleren Erwärmung der Landmasse der Küste am Tag und der schnelleren Abkühlung bei Nacht verglichen mit der relativ konstanten Wassertemperatur des vorgelagerten Wassers. Tagsüber führt das landseitig zum Aufsteigen von warmer Luft mit fallendem Luftdruck, die über dem kälteren Wasser wieder abkühlt, mit steigendem Luftdruck absinkt und in Richtung Küste zurückströmt, um die aufsteigende Warmluft zu ersetzen. Aus den unterschiedlich temperierten Luftmassen hat sich also eine zirkulierende Ausgleichsströmung mit tagsüber auflandigem Wind (von der See kommender Seewind) gebildet. Nachts findet der inverse Vorgang statt. Die Landseite kühlt schneller ab, die sich abkühlende Luft fällt nach unten, um über dem Wasser wieder aufgewärmt zu werden und aufzusteigen. Die entstehende Zirkulation bewirkt also nachts einen ablandigen Wind (vom Land kommender Landwind). Vergleichbare thermische Mechanismen können in den Bergen tagsüber hangaufwärts gerichtete Strömungen (Talwinde) und nachts in die Täler gerichtete Hangwinde (Bergwinde) erzeugen.

Windmühlentypen

Frühe Windmühlen soll es schon vor 4000 Jahren in Mesopotamien gegeben haben. Sicher ist jedoch die Existenz von Windmühlen in Persien seit dem 7. Jahrhundert. Sie bestehen aus einem Rotor mit senkrechter Drehachse und flachen, brettartigen Schaufeln, die dem anströmenden Wind Wider­stand bieten und ihn dadurch abbremsen. Die dem linear anströmenden Wind entzogene Energie wird in eine Drehbewegung umgesetzt. Dieser Windmühlentyp gehört deshalb zu den Widerstandsläufern. Um die Kraft des Windes in eine Drehbewegung umzusetzen, muss eine Hälfte des Windrads „abgeschattet“, also vor dem Wind abgeschirmt werden. Der horizontale Querschnitt einer persischen Windmühle in Bild 2 zeigt das Prinzip. Es ist offensichtlich nur für eine Vorzugswindrichtung geeignet. Die Umfangsgeschwindigkeit ihres Rotors kann nie höher sein als die Windgeschwindigkeit, was durch die Schnelllaufzahl λ < 1 (λ : Umfangsgeschwindigkeit des Rotors/Windgeschwindigkeit) zum Ausdruck kommt.

Heute werden nahezu ausschließlich Windräder vom Typ Auftriebsläufer gebaut. Deren Rotoren drehen sich um eine horizontale Achse. Sie verwenden Rotorblätter, die ähnlich einer Flugzeugtragfläche profiliert sind. So wie die Flugzeugtragfläche durch den anströmenden Wind Auftrieb erzeugt, entsteht an dem angeströmten Rotorblatt ein Vortrieb, der den Propeller in eine Drehbewegung versetzt. Dabei kann die Umfangsgeschwindigkeit auch die Windgeschwindigkeit überschreiten (λ > 1). Der Ausnutzungsgrad der Windenergie ist bei einem Auftriebsläufer also deutlich höher als bei einem reinen Widerstandsläufer. Bild 3 fasst die Unterschiede zwischen beiden Läufertypen zusammen.

Bei den Widerstandsläufern hängt der Luftwiderstand der Platten von ihrer Form und der Größe der Fläche ab. Quadratische Platten haben einen Widerstandskoeffizient von c_W ~ 1,1 und Kugeln ca. 0,45. Mit Widerstandsläufern lässt sich maximal 19 % der Windleistung ernten, wodurch sie ungeeignet für moderne Windenergieanlagen sind. Anders beim Auftriebsläufer. Man unterscheidet Langsamläufer mit einer Schnelllaufzahl von λ = 1 bis 3 und Schnellläufer mit einer Schnelllaufzahl von λ = 5 bis 12. Die quer zum Wind angreifenden Drehkräfte am Flügel nehmen etwa quadratisch mit der Windgeschwindigkeit v zu, woraus sich mit dem in Richtung Spitze des Rotorblatts flacher werdenden Einstellwinkel ein Erntegrad (Leistungsbeiwert c_p) erreichen lässt, der nahezu unabhängig von der Windgeschwindigkeit ist. Dank um ihre Längsachse drehbarer Rotorblätter lässt sich deren Anstellwinkel zum anströmenden Wind verändern und so die Leistung des Windrads regeln.

Kinetische Energie bewegter Luftmassen

Allgemein gilt: Um eine Masse m aus dem Ruhezustand auf die Geschwindigkeit v zu beschleunigen, ist die Energie E = ½ mv² erforderlich, die dann als kinetische Energie der bewegten Masse innewohnt. Gleichung (1) leitet die physikalischen Beziehungen für die in einer bewegten Luftmasse (Wind) enthaltene Leistung P_kin her. Sie zeigt, dass die Windgeschwindigkeit in dritter Potenz in die im Wind enthaltene Leistung eingeht. Eine Verdopplung der Windgeschwindigkeit hat also eine Leistungssteigerung auf das Achtfache (= 800 %) zur Folge, eine Halbierung einen Leistungsrückgang auf ein Achtel (= 12,5 %). Man kann sich daher vorstellen, welche zerstörerische Leistung Stürme entfalten können, aber auch welch dramatischer Leistungsrückgang mit kleineren Windgeschwindigkeiten verbunden ist. Auf jeden Fall ist ein Standort mit kräftigem, aber auch über das Jahr möglichst konstantem Wind anzustreben, um den rentablen Betrieb eines Windrads zu ermöglichen.

Eben an der Konstanz des Windes fehlt es oft. Darüber hat schon der Müller in Wilhelm Buschs Gedicht „Ärgerlich“ lamentiert. In Bild 4 ist es zusammen mit einer vierflügeligen Bockmühle zu sehen, die im Mittelalter meistens zum Mahlen von Mehl verwendet wurde. Das Windrad hat schon grundlegende Merkmale eines Auftriebsläufers, denn die Rotorblätter werden wegen der schrägen Anstellung zum Wind unterschiedlich stark von beiden Seiten umströmt. Durch aerodynamische Optimierung des Flügelprofils gelangte man im Lauf der Zeit zu den modernen Rotorformen. 

An dieser Stelle noch eine kritische Anmerkung zu gelegentlich zu findenden Formulierungen der Art: „Die WEA liefert bei einer durchschnittlichen Windgeschwindigkeit von v m/s einen Ertrag von E kwh/a.“ Was heißt hier „durchschnittlich“? Nehmen wir einmal den unwahrscheinlichen Extremfall an, ein Wind mit der Geschwindigkeit v m/s würde das ganze Jahr über, also 8760 Stunden lang, konstant wehen. Dann wäre der Jahresertrag P(v) · 8760 h. Wenn der Wind jedoch ein halbes Jahr (½ · 8760 h) lang mit 2 · v wehen würde und ein halbes Jahr lang überhaupt nicht (0 h, v = 0 m/s), wäre die durchschnittliche Windgeschwindigkeit ebenfalls v · m/s, der Ertrag aber 8 · P(v) · ½ · 8760 h = 4 · P(v) · 8760 h. Obwohl in beiden Fällen die gleiche Durchschnittswindgeschwindigkeit herrscht, ist im zweiten Fall die Energieausbeute viermal so groß. An diesem zugegebenermaßen sehr hypothetischen Beispiel kann man sehen, dass das Hantieren mit durchschnittlichen Windgeschwindigkeiten meist in die Irre führt. Besser ist es, mit realen Geschwindigkeitsprofilen zu arbeiten.

Die kinetische Leistung nach Gleichung (1) ist durch ein Windrad nicht nutzbar. Sie würde nur gelten, wenn die Luft hinter dem Windrad bis zum Stillstand abgebremst wäre. Das ist natürlich nicht möglich, weil dann wegen des damit verbundenen Vollstaus keine Luft mehr in das Windrad einströmen kann. Der deutsche Physiker Albert Betz (1885–1968) (Bild 5) erkannte, dass eine Leistungsentnahme aus strömender Luft durch ein Windrad mit einer Abnahme der Strömungsgeschwindigkeit einhergeht. Der Grund liegt, wie Betz erkannte, in einem Ausweichen der auf die Rotorfläche zuströmenden Luft.

In Bild 6 sind die Betzschen Überlegungen knapp zusammengefasst. Man sieht die Verhältnisse an einer idealisierten scheibenförmigem Turbine mit der Rotorwirkfläche A. Von links strömt in einem Strömungsschlauch mit der Querschnittsfläche A₁ laminarer Wind (wirbelfrei, gleichförmig) mit der Geschwindigkeit v₁ und dem Druck p₀ auf den Rotor zu. Dabei weitet sich der Strömungsschlauch im Bestreben,  dem Rotor auszuweichen und ihn zu umströmen bis auf die rote Fläche A in der Rotorebene. Zugleich steigt der Druck von p₀ auf p_-R an der Einströmseite des Rotors, um hinter dem Rotor sprunghaft auf p_+R abzufallen und im weiteren Strömungsverlauf zu p₀ zurückzukehren. Nachdem sich die Strömungsverhältnisse wieder stabilisiert haben, hat sich der Strömungsschlauch zu der Querschnittsfläche A₂ aufgeweitet, wo die Geschwindigkeit v₂ < v₁ herrscht.

Der Rückgang der Geschwindigkeit ist aus Kontinuitätsgründen erforderlich, denn das in den Rotor einströmende Volumen muss gleich dem ausströmenden Volumen sein. Wegen A₂ > A₁ muss v₂ < v₁ sein. Die Geschwindigkeit in der Rotorebene (rote Fläche) wird als Mittelwert v₀ = (v₁ + v₂)/2 angenommen. Damit können wir in Gleichung (2) an die Berechnung der maximal entnehmbaren Leistung nach der Theorie des Aerodynamikpioniers Albert Betz gehen.

Es können also maximal 59 % der Windleistung entnommen werden, wenn die Windgeschwindigkeit durch den Rotor auf 1/3 abgebremst wird. c_p wurde von Betz noch als Leistungsziffer bezeichnet, heute sind Leistungsbeiwert oder Ernte- bzw. Wirkungsgrad üblich. Eine grafische Darstellung des Leistungsbeiwerts c_p(x) zeigt Bild 7. Betz ging davon aus, dass die Strömung nach dem Windrad weiter ihre rein axiale Richtung beibehält. In der Realität erhält die Strömung durch die Rotorblätter aber einen Drall, wodurch die abströmende Luftsäule mit einer Drehbewegung behaftet ist, die den realen Leistungsbeiwert mindert. Dieser Dralleffekt nimmt mit steigender Rotordrehzahl zu. Die Nennleistung (auch installierte Leistung) einer Windkraftanlage entspricht der abgegebenen elektrischen Leistung bei einer Nennwindgeschwindigkeit von 12 m/s bis 16 m/s. Bei höheren Windgeschwindigkeiten wird die abgegebene Leistung der Anlage aus Sicherheitsgründen begrenzt, bei Sturm werden Windkraftanlagen vollständig abgeschaltet.

Windenergie und Rauigkeit

Es wurde bereits erwähnt, dass für eine optimale Ergiebigkeit einer Windkraftanlage der rechtwinklig in die von den Rotorblättern überstrichene Fläche einströmende Wind möglichst konstant und wirbelfrei sein muss. Diese Eigenschaft hängt weitgehend von der Rückwirkung der vom Wind überströmten Geländeoberflächen ab. Sind sie rau, führt der daraus resultierende Luftwiderstand zur Bildung von Wirbeln (Turbulenzen), die den laminaren (wirbelfreien), für den Energieertrag zuständigen Strömungsanteil mindern. Um an einem bestimmten Standort eine möglichst exakte Verteilung der Windgeschwindigkeit in Abhängigkeit vom Abstand zum Erdboden zu ermitteln (Windprofil), benötigt man Windmessmasten (Bild 8). Diese sind schlanke, abgespannte Masten, um die zu messende Luft geringstmöglich zu verwirbeln. Sie tragen in definierten Höhen Messeinrichtungen für Windgeschwindigkeit (Kugelschalen-Anemometer, windrichtungsunabhängig) und Windrichtung (Windfahnen), deren Messwerte als zeitgestempelte, gleitende 3-s-Mittelwerte (1/3-Hz-Daten) aufgezeichnet werden, um für die Auswertung zur Verfügung zu stehen.

Bild 9 zeigt eine klassische mechanische Ausführungsform einer Kombination von Anemometer und Windfahne. Daneben gibt es auch Varianten, die auf anderen physikalischen Prinzipien beruhen. Beispielsweise messen Ultraschallanemometer die Laufzeiten von Schallwellen zwischen Sende- und Empfangssensoren im Strömungsfeld des Windes und ermitteln daraus dessen Geschwindigkeit und Richtung. Die Abwesenheit von beweglichen Teilen macht sie besonders wartungsarm, langzeitstabil und präzise, weshalb sie oft in professionellen meteorologischen Anwendungen zu finden sind.

Die Gelände-Rauigkeit lässt sich wie folgt klassifizieren:
Klasse 0: Wasserflächen, Offshore
Klasse 1: ausgeräumte Agrarflur, Steppe
Klasse 2: strukturierte Agrarflur mit Einzelgehöften, Hecken, Feldholzinseln
Klasse 3: unebenes Terrain, Windschutzpflanzungen, Siedlungen, Wälder
Klasse 4: Großstädte mit Hochhäusern, Wälder mit stark unterschiedlichen Baumhöhen

Tabelle 1 gibt einen Überblick gemäß Rauigkeitsklasse, Rauigkeitslänge und prozentualer relativer Energie. Dabei ist die Rauigkeitslänge eine rechnerisch aus dem logarithmischen Höhenprofil der Windgeschwindigkeit ermittelte Höhe, bei der die Windgeschwindigkeit auf Null abgeklungen ist. In der bodennahen Luftschicht ändert sich die durchschnittliche Windgeschwindigkeit v für gewöhnlich logarithmisch mit der Höhe z und nimmt wegen der von der Rauigkeit abhängigen Reibungswiderstände in einem gewissen Abstand zum Boden (Rauigkeitslänge z₀) auf Null ab (Bild 10). Deshalb herrschen über einer sehr glatten Erdoberfläche bis in unmittelbare Bodennähe noch messbare Windgeschwindigkeiten (z₀ ~ 0), wogegen sie unter der dichten Laubkrone eines Waldes zum Erliegen kommen (z₀ > 0). Es ist zu erkennen, dass die Windgeschwindigkeit mit wachsendem Abstand zur Rauigkeitslänge zunimmt. Je weiter die Höhe zunimmt, desto geringer werden die Einflüsse der Turbulenzen erzeugenden Rauigkeit. Ab einer gewissen Höhe kann der Wind als turbulenzfrei (laminar = ohne Wirbel) angesehen werden, was für Windräder optimale Betriebsbedingungen sind. In Bodenabständen über 1000 m, wo keine rauigkeitsverursachten Reibungskräfte mehr wirken, treten geostrophische Winde auf. Sie sind gekennzeichnet durch ein Gleichgewicht zwischen Luftdruckgradienten und Corioliskraft und verlaufen in Richtung der Isobaren (Linien gleichen Luftdrucks).

Das Windprofil ist für viele Anwendungen wichtig, z. B. für die Konstruktion von hohen Bauwerken, die Standortermittlung von Windrädern, Flugplätzen und Industrieansiedlungen wegen der Ausbreitung von Schadstoffen. Der Einfluss der Rauigkeit der umgebenden Oberfläche einer WEA spiegelt sich in der Tatsache wider, dass ein 100 m hohes Windrad im küstennahen Meer ca. 20 % seines Ertrages einbüßt, wenn man es 15 km auf das Festland vesetzen würde. Wenn man bedenkt, dass die kinetische Energie des Windes in der dritten Potenz von seiner Geschwindigkeit abhängt, wird deutlich, dass der Traum vom eigenen Windrad auf dem Reihenhäuschen in aller Regel an Wirtschaftlichkeitsklippen zerschellt.

Zusammenfassend lässt sich festhalten, dass der den Wind bremsende Einfluss von Rauigkeiten (Unregelmäßigkeiten des Höhenprofils der Erdoberfläche) mit zunehmendem Abstand zur Erdoberfläche abnimmt, wodurch Geschwindigkeit und Laminarität des Windes zunehmen. Deshalb ist man bestrebt, die Naben von Windrädern möglichst hoch zu  positionieren und Aufstellungsorte mit niedriger Oberflächenrauigkeit zu wählen, um den jährlichen Energieertrag zu optimieren. Aus diesem Grund sind Windanlagen vor der Küste (Off-Shore) besonders ertragreich. Aber auch auf dem Festland sind günstige Aufstellungsorte zu finden. Allerdings sind den Nabenhöhen und Rotordurchmessern einer WEA aus Gründen der mechanischen Stabilität, Kosten und Akzeptanz auch Grenzen gesetzt.

Aufbau einer Windenergieanlage

Eine Windenergieanlage besteht aus drei Hauptbaugruppen: dem Rotor (Propeller), dem Maschinengehäuse (Gondel) und dem Turm mit Fundament (Bild 11).

Das Fundament ① ist bei den meisten Windenergieanlagen eine stahlbewehrte runde Betonscheibe, deren Stärke und Durchmesser auf die zu erwartenden Windkrafteinwirkungen auf die WEA abgestimmt sein müssen. Das Fundament muss in der Lage sein, die statischen und dynamischen Belastungen sicher ins Erdreich abzuleiten. Ist der Untergrund zu weich, kann eine ausreichend tiefe Pfahlgründung erforderlich sein. Turm und Fundament werden über einen Flansch miteinander verbunden. Neben dem Fundament steht in der Regel ein Anschlussschrank ②, in dem der Windstrom zur Einspeisung in das Stromversorgungsnetz angepasst wird.

Der Turm ③ ist mit einer Höhe bis zu 150 m und einem Gewicht von mehreren hundert Tonnen das größte Bauelement einer Windenergieanlage. Er verursacht auch wegen seiner aufwendigen Montage und den logistischen Herausforderungen bei der Anlieferung zur Baustelle einen Großteil der Gesamtkosten. Die Turmhöhe wird durch die Bodenrauigkeit im Umfeld des Aufstellungsorts bestimmt. Sie muss ausreichen, um den Rotor in Luftschichten zu bringen, die durch schwache Turbulenzen und möglichst hohe Windgeschwindigkeiten gekennzeichnet sind, was die Rotorblätter und den Antriebsstrang in der Gondel weniger belastet und die Energieausbeute erhöht.

Hierzulande werden überwiegend Stahlrohrtürme verwendet, die meist abschnittsweise bauseits zusammengeschweißt werden (Bild 12). Wegen ihrer geringeren Schallemissionen kommen besonders in dicht besiedelten Gebieten trotz ihres hohen Gewichts auch Betontürme zum Einsatz. Seltener sind abgespannte Masten, Gittertürme und Türme in Hybridbauweise anzutreffen. Im Inneren des Turms befindet sich eine Leiter ④ zum Aufstieg von Wartungspersonal in die Gondel.  Die im Maschinenhaus erzeugte elektrische Energie sowie Sensor- und Steuersignale werden über abgefangene Kabelverbindungen senkrecht zum Fundament geleitet.

Der Turmdrehkranz  dient der Ausrichtung der Rotor-Gondel-Einheit in den Wind (YAW-Control). Passive Systeme werden nur bei sehr kleinen Anlagen eingesetzt. Sie erzeugen die zur Windnachführung erforderlichen Kräfte aus dem Wind selbst. Die heute üblichen Großwindanlagen im Megawattbereich hingegen verwenden aktive Systeme, welche die Gondel mit Azimutmotoren elektrisch oder hydraulisch in den Wind drehen (Giersteuerung, yaw control) oder den Anstellwinkel der Rotorblätter verändern (variable pitch blade control).

Auf dem Turmdrehkranz ⑤ ist die Gondel ⑥ angebracht. Sie beinhaltet den Generator ⑦ zur Umwandlung der Rotationsenergie in elektrische Energie, die Bremse ⑨ zur Steuerung des Rotors in Notfällen und das Getriebe ⑩ zur Anpassung der Rotordrehzahl an den Generator. Auf der Außenseite der Gondel sind Anemometer/Windfahne ⑧ zur Messung von Windgeschwindigkeit und Windrichtung angebracht. Der Getriebeeingang ist mit der Rotornabe ⑬ verbunden, welche die Rotorblätter ⑪ mit den Pitchmotoren zur Blattwinkelverstellung (blade pitch control) ⑫ trägt. Man unterscheidet aufgelöste, teilintegrierte und integrierte Bauformen, die den Grad der konstruktiven Zusammenfassung der Komponenten im Antriebsstrang beschreiben. Einzelheiten kann man hier nachlesen.

Windparks

Drei und mehr Windräder in enger Nachbarschaft aufgestellt werden genehmigungsrechtlich als Windpark bezeichnet. Sie ergeben wegen der besseren Auslastung eines windreichen Standorts und der gemeinsamen Nutzung der Zugangswege und Netzanschlussmöglichkeiten Kostenvorteile, die mit der Anzahl der Windräder im Park zunehmen. Allerdings sollte bei der Gestaltung von Windparks wegen der negativen gegenseitigen Beeinflussung von zu eng stehenden Windrädern ein Mindestabstand von 10 Rotordurchmessern in Windrichtung eingehalten werden. Das sichert beim nachfolgend angeströmten Windrad wieder das annähernd gleiche Windprofil wie beim Vorgänger. Quer zur Windrichtung genügt in der Regel ein Mindestabstand von drei bis vier Rotordurchmessern. Bei Einhaltung dieser Richtgrößen ist die Energieausbeute optimal.

Windenergieanlagen im Netzverbund

Einzelne oder mehrere zu Windparks zusammengefasste Windräder müssen den von ihnen erzeugten Strom in ein übergeordnetes Verbundnetz einspeisen können, weil sie andernfalls abgeschaltet werden müssen. In einem speicherfreien Netz ist es zwingend notwendig, dass Energieerzeugung und -abnahme jederzeit gleich sind! Dafür ist es erforderlich, dass die abgegebene Wechselspannung jederzeit phasensynchron mit  der des abnehmenden Transportnetzes auf einer Frequenz von 50 Hz gehalten wird. Trotz aller Bemühungen, Einspeisung und Verbrauch auszubalancieren, gibt es ständig variierende Schwankungen der Netzfrequenz, im Normalfall um ± 0,02 Hz, d. h. zwischen 49,98 Hz und 50,02 Hz (Bild 13).

Unerwartete Großereignisse wie z. B. Ausfälle von Kraftwerken als Erzeuger (Frequenzabnahme) und Städten als Verbraucher (Frequenzzunahme) aber auch Fehlprognosen zu Wetter und Verbrauch können zum Verlassen des ± 20‑mHz‑Schwankungskorridors der Netzfrequenz führen. Lassen sich größere Abweichungen infolge technischen oder menschlichen Versagens nicht mehr abfangen, führt das zu einem großflächigen Zusammenbruch des Stromnetzes (Blackout).

Weil im Norden Deutschlands das Windenergieangebot off-shore (vor der Küste) und on-shore (an Land) höher ist als im Süden – wo aber nach der Abschaltung von Kernkraftwerken ein erhöhter Bedarf an Windkraft für Industrie und Haushalte besteht –, ist der Bau von Stromtrassen für eine stabile Versorgung erforderlich. Dabei kommt wegen der geringeren Eingriffe in das Landschaftsbild und systembedingter Vorteile überwiegend erdkabelgebundene, verlustarme Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragung (HGÜ) zum Einsatz. Aber auch die Nutzung bestehender Strommasten durch teilweisen Ersatz der Leiterseile durch HGÜ-Kabel ist technisch möglich, sodass Gleich- und Wechselstrom gemeinsam auf einem Mast übertragen werden.
Kostensteigernd wirken jedoch stets die Konverterstationen an Anfang und Ende der HGÜ-Trasse, welche die eingeleitete Energie von Wechselspannung zu Gleichspannung und bei der Ausleitung von Gleichspannung zu Wechselspannung wandeln. Für die Anbindung der Windparks vor der Küste über das Meer kommen mangels anderer Alternativen fast ausschließlich HGÜ-Seekabel zur Anwendung.

Die wichtigsten in Planung und Bau befindlichen Trassen in Erdkabel-HGÜ-Technik sind:
SuedLink: 700 km, 4 GW, verbindet Schleswig-Holstein mit Baden-Württemberg/Bayern.
SuedOstLink: 540 km, 4 GW, verbindet Sachsen-Anhalt mit Bayern.
NordWestLink: 600 km, 2 GW, verbindet Schleswig-Holstein/Niedersachsen mit Baden-Württemberg.
OstWestLink: 600 km, 4 GW, verbindet den Raum Oldenburg mit Sachsen.

Wenn erst einmal genügend Trassenkapazität zwischen dem Norden und Süden Deutschlands besteht, ist auch mit weniger Stillstand von Windrädern trotz kräftigen Windes zu rechnen, weil deren kostengünstige Energie mehr Abnehmer findet. Zwar müssen die Verbraucher heute diese Leitungen über die Netzentgelte bezahlen, doch ist wegen der Notwendigkeit, weniger Strom aus dem Ausland zukaufen zu müssen und weil das Hochfahren von Reservekraftwerken entfällt, mit einem Rückgang des Strompreises zu rechnen. Problematisch bleibt das Ausregeln von grossflächigem, flautebedingtem, kurzfristigem Wegfall von Windenergie. Die dadurch hervorgerufenen Probleme mit der Stabilität des Netzes lassen sich nur durch ausreichend große, sinnvoll verteilte und dynamisch ansteuerbare Stromspeicher in den Griff bekommen.

Das grundsätzliche Problem, dass die Stromnetze historisch für die Stromverteilung von wenigen Großkraftwerken zu vielen Einzelabnehmern ausgelegt waren, kann nur durch neue Netztopologien gelöst werden. Point to Multipoint war gestern. Die Netze der Zukunft müssen für volatile, vielfältige Stromeinspeisungen in der Fläche und gleichzeitig stark steigenden Bezug ausgelegt sein. Für die Energiewende mit dem Ziel der Klimaneutralität und einer bis 2030 angestrebten Zahl von 15 Millionen Elektrofahrzeugen und sechs Millionen Wärmepumpen müssen die Stromnetze der Zukunft als leistungsstarke, flexible und intelligente Stromautobahnen gestaltet werden.

Diese Aufgabe gilt es zu lösen, damit Strom für Haushalte und Industrie preiswert, zuverlässig und umweltfreundlich verfügbar ist. An der umfassenden und smarten Nutzung regenerativer Energien führt dabei kein Weg vorbei!