{"id":726,"date":"2025-09-16T13:41:36","date_gmt":"2025-09-16T11:41:36","guid":{"rendered":"https:\/\/elv001.staging.360vier.net\/?p=726"},"modified":"2025-11-12T10:51:48","modified_gmt":"2025-11-12T09:51:48","slug":"windenergie-technik-anwendung","status":"publish","type":"post","link":"https:\/\/de.elv.com\/elvjournal\/windenergie-technik-anwendung\/","title":{"rendered":"Regenerative Energien, Teil 2: Windkraftanlagen"},"content":{"rendered":"\n

Regenerative Energien, Teil 2<\/strong><\/p>\n\n\n\n

Windkraftanlagen \u2013 wie aus bewegter Luft elektrischer Strom wird<\/strong><\/h1>\n\n\n\n

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 S\u00e4gen von Holz, zum Herstellen von \u00d6l, 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 Elektrizit\u00e4t aufgesto\u00dfen. Erst die wirtschaftliche Wandlung von Rotationsenergie in elektrische Energie machte den Einsatz von elektrischem Strom im Alltag zu Beleuchtungs- und Antriebszwecken m\u00f6glich. Im Laufe der darauf folgenden weltweiten Forschung entstanden in rasanter Folge die heutigen Anwendungen aus Naturwissenschaft und Technik in all unseren Lebensbereichen.<\/strong><\/strong><\/p>\n\n\n\n

Ursachen und Kenngr\u00f6\u00dfen des Windes<\/h2>\n\n\n\n

Die Entstehung von Wind (str\u00f6mender Luft) als globales Ph\u00e4nomen wird von der eingestrahlten Energie der Sonne auf die ihr zugewandte Erdoberfl\u00e4che verursacht. Weil die Erdachse nicht senkrecht zur Umlaufebene um die Sonne steht, sondern um 23,5\u00b0 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 S\u00fcdhalbkugel st\u00e4rker bestrahlt. Das ist der Grund f\u00fcr die Jahreszeiten. Wegen der prinzipiell flacheren Einstrahlung in den polaren Gebieten mit hohen Breitengraden in der N\u00e4he von 90\u00b0 ist es dort k\u00e4lter als in der \u00c4quatorialzone mit niedrigen Breitengraden nahe 0\u00b0. Das gilt nicht nur f\u00fcr das bestrahlte Erdreich, sondern auch f\u00fcr die auflagernden Luftmassen. Zwischen der polaren Kaltluft und der tropischen Warmluft entsteht ein Luftdruckgef\u00e4lle, das Luftbewegungen von den tendenziell h\u00f6heren Lufdruckbereichen in den n\u00f6rdlichen Sph\u00e4ren in Richtung des \u00c4quators mit niedrigerem Luftdruck auszugleichen sucht. Durch die breitengradabh\u00e4ngige Umlaufgeschwindigkeit der Erddrehung werden diese Nordwinde im Laufe ihrer Nord-S\u00fcd-Bewegung zunehmend nach Osten abgelenkt, was sich in Europa in einer \u00fcberwiegenden Westwindlage auswirkt.<\/p>\n\n\n\n

Die Rauigkeit der Erdoberfl\u00e4che aufgrund geografischer Merkmale wie Berge, T\u00e4ler, Land- und Wassermassen st\u00f6rt die Gleichf\u00f6rmigkeit der Luftbewegung und f\u00fchrt zu Verwirbelungen. Mit zunehmendem Abstand zu den Unebenheiten des Bodens nimmt deren Einfluss ab, wodurch der Wind ab einer bestimmten H\u00f6he gleichf\u00f6rmig in Richtung der Erddrehung weht (geostrophischer Wind). Diese gro\u00dffl\u00e4chigen Windregime (vorherrschende Winde und ihre H\u00e4ufigkeit in einer bestimmten Region oder \u00fcber einen bestimmten Zeitraum, durchschnittliche Windgeschwindigkeit, saisonale oder t\u00e4gliche Schwankungen) werden von kleinr\u00e4umigen, mikroklimatischen Windsystemen \u00fcberlagert. Das kann zu sich tageszeitlich wiederholenden Windstr\u00f6mungen f\u00fchren. Ein Beispiel ist der K\u00fcsten- oder Seewind. Er tritt an Meeresk\u00fcsten oder gro\u00dfen Landseen mit einem periodischen Wechsel der Windrichtung auf. Seine thermische Ursache liegt in der schnelleren Erw\u00e4rmung der Landmasse der K\u00fcste am Tag und der schnelleren Abk\u00fchlung bei Nacht verglichen mit der relativ konstanten Wassertemperatur des vorgelagerten Wassers. Tags\u00fcber f\u00fchrt das landseitig zum Aufsteigen von warmer Luft mit fallendem Luftdruck, die \u00fcber dem k\u00e4lteren Wasser wieder abk\u00fchlt, mit steigendem Luftdruck absinkt und in Richtung K\u00fcste zur\u00fcckstr\u00f6mt, um die aufsteigende Warmluft zu ersetzen. Aus den unterschiedlich temperierten Luftmassen hat sich also eine zirkulierende Ausgleichsstr\u00f6mung mit tags\u00fcber auflandigem Wind (von der See kommender Seewind) gebildet. Nachts findet der inverse Vorgang statt. Die Landseite k\u00fchlt schneller ab, die sich abk\u00fchlende Luft f\u00e4llt nach unten, um \u00fcber dem Wasser wieder aufgew\u00e4rmt zu werden und aufzusteigen. Die entstehende Zirkulation bewirkt also nachts einen ablandigen Wind (vom Land kommender Landwind). Vergleichbare thermische Mechanismen k\u00f6nnen in den Bergen tags\u00fcber hangaufw\u00e4rts gerichtete Str\u00f6mungen (Talwinde) und nachts in die T\u00e4ler gerichtete Hangwinde (Bergwinde) erzeugen.<\/p>\n\n\n\n

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Sowohl die Winde an den K\u00fcsten als auch in den Bergen entwickeln sich ohne gro\u00dfr\u00e4umige Luftbewegungen und k\u00f6nnen bei der Standortsuche f\u00fcr eine Windenergieanlage (WEA) eine gro\u00dfe Rolle spielen. Moderne Windkraftanlagen wie in Bild 1<\/mark> wandeln die mechanische Str\u00f6mungsenergie des Windes in elektrische Energie zur Einspeisung in das Stromnetz um.<\/p>\n<\/div>\n\n\n\n

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\"Bild\u202f1:
Bild\u202f1: Windr\u00e4der sind ein unverzichtbarer Baustein der Energiewende.<\/figcaption><\/figure>\n<\/div>\n<\/div>\n\n\n\n

Windm\u00fchlentypen<\/h2>\n\n\n\n

Fr\u00fche Windm\u00fchlen soll es schon vor 4000 Jahren in Mesopotamien gegeben haben. Sicher ist jedoch die Existenz von Windm\u00fchlen in Persien seit dem 7.\u202fJahrhundert. Sie bestehen aus einem Rotor mit senkrechter Drehachse und flachen, brettartigen Schaufeln, die dem anstr\u00f6menden Wind Wider\u00adstand bieten und ihn dadurch abbremsen. Die dem linear anstr\u00f6menden Wind entzogene Energie wird in eine Drehbewegung umgesetzt. Dieser Windm\u00fchlentyp geh\u00f6rt deshalb zu den Widerstandsl\u00e4ufern. Um die Kraft des Windes in eine Drehbewegung umzusetzen, muss eine H\u00e4lfte des Windrads \u201eabgeschattet\u201c, also vor dem Wind abgeschirmt werden. Der horizontale Querschnitt einer persischen Windm\u00fchle in Bild 2<\/mark> zeigt das Prinzip. Es ist offensichtlich nur f\u00fcr eine Vorzugswindrichtung geeignet. Die Umfangsgeschwindigkeit ihres Rotors kann nie h\u00f6her sein als die Windgeschwindigkeit, was durch die Schnelllaufzahl \u03bb\u202f<\u202f1 (\u03bb\u202f: Umfangsgeschwindigkeit des Rotors\/Windgeschwindigkeit) zum Ausdruck kommt.<\/p>\n\n\n\n

\"Bild
Bild 2: Lange vor unserer Zeitrechnung wussten die Perser bereits, mit Widerstandsl\u00e4ufern die Windenergie zu nutzen.<\/figcaption><\/figure>\n\n\n\n

Heute werden nahezu ausschlie\u00dflich Windr\u00e4der vom Typ Auftriebsl\u00e4ufer gebaut. Deren Rotoren drehen sich um eine horizontale Achse. Sie verwenden Rotorbl\u00e4tter, die \u00e4hnlich einer Flugzeugtragfl\u00e4che profiliert sind. So wie die Flugzeugtragfl\u00e4che durch den anstr\u00f6menden Wind Auftrieb erzeugt, entsteht an dem angestr\u00f6mten Rotorblatt ein Vortrieb, der den Propeller in eine Drehbewegung versetzt. Dabei kann die Umfangsgeschwindigkeit auch die Windgeschwindigkeit \u00fcberschreiten (\u03bb >\u202f1). Der Ausnutzungsgrad der Windenergie ist bei einem Auftriebsl\u00e4ufer also deutlich h\u00f6her als bei einem reinen Widerstandsl\u00e4ufer. Bild 3<\/mark> fasst die Unterschiede zwischen beiden L\u00e4ufertypen zusammen.<\/p>\n\n\n\n

\"Bild\u202f3:
Bild\u202f3: Die aerodynamischen Eigenschaften der Auftriebsl\u00e4ufer f\u00fchrten zur Abl\u00f6sung der Widerstandsl\u00e4ufer.<\/figcaption><\/figure>\n\n\n\n

Bei den Widerstandsl\u00e4ufern h\u00e4ngt der Luftwiderstand der Platten von ihrer Form und der Gr\u00f6\u00dfe der Fl\u00e4che ab. Quadratische Platten haben einen Widerstandskoeffizient von cW<\/sub>\u202f~\u202f1,1 und Kugeln ca. 0,45. Mit Widerstandsl\u00e4ufern l\u00e4sst sich maximal 19\u202f% der Windleistung ernten, wodurch sie ungeeignet f\u00fcr moderne Windenergieanlagen sind. Anders beim Auftriebsl\u00e4ufer. Man unterscheidet Langsaml\u00e4ufer mit einer Schnelllaufzahl von \u03bb\u202f= 1 bis\u202f3 und Schnelll\u00e4ufer mit einer Schnelllaufzahl von \u03bb\u202f=\u202f5 bis\u202f12. Die quer zum Wind angreifenden Drehkr\u00e4fte am Fl\u00fcgel nehmen etwa quadratisch mit der Windgeschwindigkeit v zu, woraus sich mit dem in Richtung Spitze des Rotorblatts flacher werdenden Einstellwinkel ein Erntegrad (Leistungsbeiwert cp<\/sub>) erreichen l\u00e4sst, der nahezu unabh\u00e4ngig von der Windgeschwindigkeit ist. Dank um ihre L\u00e4ngsachse drehbarer Rotorbl\u00e4tter l\u00e4sst sich deren Anstellwinkel zum anstr\u00f6menden Wind ver\u00e4ndern und so die Leistung des Windrads regeln.<\/p>\n\n\n\n

Kinetische Energie bewegter Luftmassen<\/h2>\n\n\n\n

Allgemein gilt: Um eine Masse m aus dem Ruhezustand auf die Geschwindigkeit v zu beschleunigen, ist die Energie E\u202f=\u202f\u00bd\u202fmv2<\/sup> erforderlich, die dann als kinetische Energie der bewegten Masse innewohnt. Gleichung (1)<\/mark> <\/strong>leitet die physikalischen Beziehungen f\u00fcr die in einer bewegten Luftmasse (Wind) enthaltene Leistung Pkin<\/sub> 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 (=\u202f800\u202f%) zur Folge, eine Halbierung einen Leistungsr\u00fcckgang auf ein Achtel (=\u202f12,5\u202f%). Man kann sich daher vorstellen, welche zerst\u00f6rerische Leistung St\u00fcrme entfalten k\u00f6nnen, aber auch welch dramatischer Leistungsr\u00fcckgang mit kleineren Windgeschwindigkeiten verbunden ist. Auf jeden Fall ist ein Standort mit kr\u00e4ftigem, aber auch \u00fcber das Jahr m\u00f6glichst konstantem Wind anzustreben, um den rentablen Betrieb eines Windrads zu erm\u00f6glichen.<\/p>\n\n\n\n

\"Gleichung
Gleichung (1)<\/figcaption><\/figure>\n\n\n\n

Eben an der Konstanz des Windes fehlt es oft. Dar\u00fcber hat schon der M\u00fcller in Wilhelm Buschs Gedicht \u201e\u00c4rgerlich\u201c lamentiert. In Bild 4<\/mark> ist es zusammen mit einer vierfl\u00fcgeligen Bockm\u00fchle zu sehen, die im Mittelalter meistens zum Mahlen von Mehl verwendet wurde. Das Windrad hat schon grundlegende Merkmale eines Auftriebsl\u00e4ufers, denn die Rotorbl\u00e4tter werden wegen der schr\u00e4gen Anstellung zum Wind unterschiedlich stark von beiden Seiten umstr\u00f6mt. Durch aerodynamische Optimierung des Fl\u00fcgelprofils gelangte man im Lauf der Zeit zu den modernen Rotorformen. <\/p>\n\n\n\n

\"Bild
Bild 4: Schon immer gab die mangelnde Konstanz des Windes Anlass zur Klage.<\/figcaption><\/figure>\n\n\n\n

An dieser Stelle noch eine kritische Anmerkung zu gelegentlich zu findenden Formulierungen der Art: \u201eDie WEA liefert bei einer durchschnittlichen Windgeschwindigkeit von v m\/s einen Ertrag von E\u202fkwh\/a.\u201c Was hei\u00dft hier \u201edurchschnittlich\u201c? Nehmen wir einmal den unwahrscheinlichen Extremfall an, ein Wind mit der Geschwindigkeit v\u202fm\/s w\u00fcrde das ganze Jahr \u00fcber, also 8760\u202fStunden lang, konstant wehen. Dann w\u00e4re der Jahresertrag P(v)\u202f\u00b7\u202f8760\u202fh. Wenn der Wind jedoch ein halbes Jahr (\u00bd\u202f\u00b7\u202f8760\u202fh) lang mit 2\u202f\u00b7\u202fv wehen w\u00fcrde und ein halbes Jahr lang \u00fcberhaupt nicht (0\u202fh,\u202fv\u202f=\u202f0\u202fm\/s), w\u00e4re die durchschnittliche Windgeschwindigkeit ebenfalls v\u202f\u00b7\u202fm\/s, der Ertrag aber 8\u202f\u00b7\u202fP(v)\u202f\u00b7\u202f\u00bd\u202f\u00b7\u202f8760\u202fh = 4\u202f\u00b7\u202fP(v)\u202f\u00b7\u202f8760\u202fh. Obwohl in beiden F\u00e4llen die gleiche Durchschnittswindgeschwindigkeit herrscht, ist im zweiten Fall die Energieausbeute viermal so gro\u00df. An diesem zugegebenerma\u00dfen sehr hypothetischen Beispiel kann man sehen, dass das Hantieren mit durchschnittlichen Windgeschwindigkeiten meist in die Irre f\u00fchrt. Besser ist es, mit realen Geschwindigkeitsprofilen zu arbeiten.<\/p>\n\n\n\n

Die kinetische Leistung nach Gleichung (1)<\/mark> ist durch ein Windrad nicht nutzbar. Sie w\u00fcrde nur gelten, wenn die Luft hinter dem Windrad bis zum Stillstand abgebremst w\u00e4re. Das ist nat\u00fcrlich nicht m\u00f6glich, weil dann wegen des damit verbundenen Vollstaus keine Luft mehr in das Windrad einstr\u00f6men kann. Der deutsche Physiker Albert Betz (1885\u20131968) (Bild 5) <\/mark>erkannte, dass eine Leistungsentnahme aus str\u00f6mender Luft durch ein Windrad mit einer Abnahme der Str\u00f6mungsgeschwindigkeit einhergeht. Der Grund liegt, wie Betz erkannte, in einem Ausweichen der auf die Rotorfl\u00e4che zustr\u00f6menden Luft.<\/p>\n\n\n\n

\"Bild
Bild 5: Der Aerodynamiker Albert Betz vor seinem Windkanal in G\u00f6ttingen (1930); Im Inneren des D\u00fcsentestbereichs ist ein Fl\u00fcgelprofil zu sehen. Quelle: researchgate.net<\/figcaption><\/figure>\n\n\n\n

In Bild 6<\/mark> sind die Betzschen \u00dcberlegungen knapp zusammengefasst. Man sieht die Verh\u00e4ltnisse an einer idealisierten scheibenf\u00f6rmigem Turbine mit der Rotorwirkfl\u00e4che A. Von links str\u00f6mt in einem Str\u00f6mungsschlauch mit der Querschnittsfl\u00e4che A1<\/sub> laminarer Wind (wirbelfrei, gleichf\u00f6rmig) mit der Geschwindigkeit v1<\/sub> und dem Druck p0<\/sub> auf den Rotor zu. Dabei weitet sich der Str\u00f6mungsschlauch im Bestreben,  dem Rotor auszuweichen und ihn zu umstr\u00f6men bis auf die rote Fl\u00e4che A in der Rotorebene. Zugleich steigt der Druck von p0<\/sub> auf p-R<\/sub> an der Einstr\u00f6mseite des Rotors, um hinter dem Rotor sprunghaft auf p+R<\/sub> abzufallen und im weiteren Str\u00f6mungsverlauf zu p0<\/sub> zur\u00fcckzukehren. Nachdem sich die Str\u00f6mungsverh\u00e4ltnisse wieder stabilisiert haben, hat sich der Str\u00f6mungsschlauch zu der Querschnittsfl\u00e4che A2<\/sub> aufgeweitet, wo die Geschwindigkeit v2<\/sub> < v1<\/sub> herrscht.<\/p>\n\n\n\n

\"Bild
Bild 6: Geschwindigkeit und Druck der Windstr\u00f6mung vor und hinter dem Rotor<\/figcaption><\/figure>\n\n\n\n

Der R\u00fcckgang der Geschwindigkeit ist aus Kontinuit\u00e4tsgr\u00fcnden erforderlich, denn das in den Rotor einstr\u00f6mende Volumen muss gleich dem ausstr\u00f6menden Volumen sein. Wegen A2<\/sub>\u202f>\u202fA1<\/sub> muss v2<\/sub>\u202f<\u202fv1<\/sub> sein. Die Geschwindigkeit in der Rotorebene (rote Fl\u00e4che) wird als Mittelwert v0<\/sub>\u202f=\u202f(v1<\/sub>\u202f+\u202fv2<\/sub>)\/2 angenommen. Damit k\u00f6nnen wir in Gleichung (2)<\/mark> an die Berechnung der maximal entnehmbaren Leistung nach der Theorie des Aerodynamikpioniers Albert Betz gehen.<\/p>\n\n\n\n

\"Gleichung
Gleichung (2)<\/figcaption><\/figure>\n\n\n\n

Es k\u00f6nnen also maximal 59\u202f% der Windleistung entnommen werden, wenn die Windgeschwindigkeit durch den Rotor auf 1\/3 abgebremst wird. cp<\/sub> wurde von Betz noch als Leistungsziffer bezeichnet, heute sind Leistungsbeiwert oder Ernte- bzw. Wirkungsgrad \u00fcblich. Eine grafische Darstellung des Leistungsbeiwerts cp<\/sub>(x) zeigt Bild 7<\/mark>. Betz ging davon aus, dass die Str\u00f6mung nach dem Windrad weiter ihre rein axiale Richtung beibeh\u00e4lt. In der Realit\u00e4t erh\u00e4lt die Str\u00f6mung durch die Rotorbl\u00e4tter aber einen Drall, wodurch die abstr\u00f6mende Lufts\u00e4ule 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\u202fm\/s bis 16\u202fm\/s. Bei h\u00f6heren Windgeschwindigkeiten wird die abgegebene Leistung der Anlage aus Sicherheitsgr\u00fcnden begrenzt, bei Sturm werden Windkraftanlagen vollst\u00e4ndig abgeschaltet.<\/p>\n\n\n\n

\"Bild\u202f7:
Bild\u202f7: Das Maximum der dem Wind entnehmbaren Leistung liegt bei 59 %, wobei die Geschwindigkeit der Str\u00f6mung auf 1\/3 abnimmt.<\/figcaption><\/figure>\n\n\n\n

Windenergie und Rauigkeit<\/h2>\n\n\n\n

Es wurde bereits erw\u00e4hnt, dass f\u00fcr eine optimale Ergiebigkeit einer Windkraftanlage der rechtwinklig in die von den Rotorbl\u00e4ttern \u00fcberstrichene Fl\u00e4che einstr\u00f6mende Wind m\u00f6glichst konstant und wirbelfrei sein muss. Diese Eigenschaft h\u00e4ngt weitgehend von der R\u00fcckwirkung der vom Wind \u00fcberstr\u00f6mten Gel\u00e4ndeoberfl\u00e4chen ab. Sind sie rau, f\u00fchrt der daraus resultierende Luftwiderstand zur Bildung von Wirbeln (Turbulenzen), die den laminaren (wirbelfreien), f\u00fcr den Energieertrag zust\u00e4ndigen Str\u00f6mungsanteil mindern. Um an einem bestimmten Standort eine m\u00f6glichst exakte Verteilung der Windgeschwindigkeit in Abh\u00e4ngigkeit vom Abstand zum Erdboden zu ermitteln (Windprofil), ben\u00f6tigt man Windmessmasten <\/strong>(Bild 8)<\/mark>. Diese sind schlanke, abgespannte Masten, um die zu messende Luft geringstm\u00f6glich zu verwirbeln. Sie tragen in definierten H\u00f6hen Messeinrichtungen f\u00fcr Windgeschwindigkeit (Kugelschalen-Anemometer, windrichtungsunabh\u00e4ngig) und Windrichtung (Windfahnen), deren Messwerte als zeitgestempelte, gleitende 3-s-Mittelwerte (1\/3-Hz-Daten) aufgezeichnet werden, um f\u00fcr die Auswertung zur Verf\u00fcgung zu stehen.<\/p>\n\n\n\n

\"Bild\u202f8:
Bild\u202f8: Mit Windmessmasten l\u00e4sst sich die H\u00f6henschichtung von Windgeschwindigkeit und -richtung ermitteln.<\/figcaption><\/figure>\n\n\n\n

Bild 9<\/mark> zeigt eine klassische mechanische Ausf\u00fchrungsform 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 Str\u00f6mungsfeld des Windes und ermitteln daraus dessen Geschwindigkeit und Richtung. Die Abwesenheit von beweglichen Teilen macht sie besonders wartungsarm, langzeitstabil und pr\u00e4zise, weshalb sie oft in professionellen meteorologischen Anwendungen zu finden sind.<\/p>\n\n\n\n

\"Bild\u202f9:
Bild\u202f9: Der klassische Windmesser besteht aus einem Halbschalenanemometer zur Messung der Windgeschwindigkeit und einer Wetterfahne f\u00fcr die Windrichtung.<\/figcaption><\/figure>\n\n\n\n

Die Gel\u00e4nde-Rauigkeit l\u00e4sst sich wie folgt klassifizieren:
Klasse 0: Wasserfl\u00e4chen, Offshore
Klasse 1: ausger\u00e4umte Agrarflur, Steppe
Klasse 2: strukturierte Agrarflur mit Einzelgeh\u00f6ften, Hecken, Feldholzinseln
Klasse 3: unebenes Terrain, Windschutzpflanzungen, Siedlungen, W\u00e4lder
Klasse 4: Gro\u00dfst\u00e4dte mit Hochh\u00e4usern, W\u00e4lder mit stark unterschiedlichen Baumh\u00f6hen<\/p>\n\n\n\n

Tabelle 1<\/mark> gibt einen \u00dcberblick gem\u00e4\u00df Rauigkeitsklasse, Rauigkeitsl\u00e4nge und prozentualer relativer Energie. Dabei ist die Rauigkeitsl\u00e4nge eine rechnerisch aus dem logarithmischen H\u00f6henprofil der Windgeschwindigkeit ermittelte H\u00f6he, bei der die Windgeschwindigkeit auf Null abgeklungen ist. In der bodennahen Luftschicht \u00e4ndert sich die durchschnittliche Windgeschwindigkeit v f\u00fcr gew\u00f6hnlich logarithmisch mit der H\u00f6he z und nimmt wegen der von der Rauigkeit abh\u00e4ngigen Reibungswiderst\u00e4nde in einem gewissen Abstand zum Boden (Rauigkeitsl\u00e4nge z0<\/sub>) auf Null ab (Bild 10)<\/mark>. Deshalb herrschen \u00fcber einer sehr glatten Erdoberfl\u00e4che bis in unmittelbare Bodenn\u00e4he noch messbare Windgeschwindigkeiten (z0<\/sub> ~ 0), wogegen sie unter der dichten Laubkrone eines Waldes zum Erliegen kommen (z0<\/sub> > 0). Es ist zu erkennen, dass die Windgeschwindigkeit mit wachsendem Abstand zur Rauigkeitsl\u00e4nge zunimmt. Je weiter die H\u00f6he zunimmt, desto geringer werden die Einfl\u00fcsse der Turbulenzen erzeugenden Rauigkeit. Ab einer gewissen H\u00f6he kann der Wind als turbulenzfrei (laminar = ohne Wirbel) angesehen werden, was f\u00fcr Windr\u00e4der optimale Betriebsbedingungen sind. In Bodenabst\u00e4nden \u00fcber 1000\u202fm, wo keine rauigkeitsverursachten Reibungskr\u00e4fte 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).<\/p>\n\n\n\n

\"Tabelle
Tabelle 1<\/figcaption><\/figure>\n\n\n\n
\"Bild\u202f10:
Bild\u202f10: Mit zunehmendem Abstand zum Boden steigt die Geschwindigkeit des Windes bei abnehmender Turbulenz.<\/figcaption><\/figure>\n\n\n\n

Das Windprofil ist f\u00fcr viele Anwendungen wichtig, z.\u202fB. f\u00fcr die Konstruktion von hohen Bauwerken, die Standortermittlung von Windr\u00e4dern, Flugpl\u00e4tzen und Industrieansiedlungen wegen der Ausbreitung von Schadstoffen. Der Einfluss der Rauigkeit der umgebenden Oberfl\u00e4che einer WEA spiegelt sich in der Tatsache wider, dass ein 100\u202fm hohes Windrad im k\u00fcstennahen Meer ca. 20\u202f% seines Ertrages einb\u00fc\u00dft, wenn man es 15\u202fkm auf das Festland vesetzen w\u00fcrde. Wenn man bedenkt, dass die kinetische Energie des Windes in der dritten Potenz von seiner Geschwindigkeit abh\u00e4ngt, wird deutlich, dass der Traum vom eigenen Windrad auf dem Reihenh\u00e4uschen in aller Regel an Wirtschaftlichkeitsklippen zerschellt.<\/p>\n\n\n\n

Zusammenfassend l\u00e4sst sich festhalten, dass der den Wind bremsende Einfluss von Rauigkeiten (Unregelm\u00e4\u00dfigkeiten des H\u00f6henprofils der Erdoberfl\u00e4che) mit zunehmendem Abstand zur Erdoberfl\u00e4che abnimmt, wodurch Geschwindigkeit und Laminarit\u00e4t des Windes zunehmen. Deshalb ist man bestrebt, die Naben von Windr\u00e4dern m\u00f6glichst hoch zu  positionieren und Aufstellungsorte mit niedriger Oberfl\u00e4chenrauigkeit zu w\u00e4hlen, um den j\u00e4hrlichen Energieertrag zu optimieren. Aus diesem Grund sind Windanlagen vor der K\u00fcste (Off-Shore) besonders ertragreich. Aber auch auf dem Festland sind g\u00fcnstige Aufstellungsorte zu finden. Allerdings sind den Nabenh\u00f6hen und Rotordurchmessern einer WEA aus Gr\u00fcnden der mechanischen Stabilit\u00e4t, Kosten und Akzeptanz auch Grenzen gesetzt.<\/p>\n\n\n\n

Aufbau einer Windenergieanlage<\/h2>\n\n\n\n

Eine Windenergieanlage besteht aus drei Hauptbaugruppen: dem Rotor (Propeller), dem Maschinengeh\u00e4use (Gondel) und dem Turm mit Fundament (Bild 11)<\/mark>. <\/p>\n\n\n\n

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\"Bild\u202f11:
Bild\u202f11: Die Bestandteile einer Windenergieanlage<\/figcaption><\/figure>\n\n\n\n

Das Fundament<\/strong> \u2460 ist bei den meisten Windenergieanlagen eine stahlbewehrte runde Betonscheibe, deren St\u00e4rke und Durchmesser auf die zu erwartenden Windkrafteinwirkungen auf die WEA abgestimmt sein m\u00fcssen. 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 Pfahlgr\u00fcndung erforderlich sein. Turm und Fundament werden \u00fcber einen Flansch miteinander verbunden. Neben dem Fundament steht in der Regel ein Anschlussschrank \u2461, in dem der Windstrom zur Einspeisung in das Stromversorgungsnetz angepasst wird.<\/p>\n\n\n\n

Der Turm<\/strong> \u2462 ist mit einer H\u00f6he bis zu 150\u202fm und einem Gewicht von mehreren hundert Tonnen das gr\u00f6\u00dfte Bauelement einer Windenergieanlage. Er verursacht auch wegen seiner aufwendigen Montage und den logistischen Herausforderungen bei der Anlieferung zur Baustelle einen Gro\u00dfteil der Gesamtkosten. Die Turmh\u00f6he wird durch die Bodenrauigkeit im Umfeld des Aufstellungsorts bestimmt. Sie muss ausreichen, um den Rotor in Luftschichten zu bringen, die durch schwache Turbulenzen und m\u00f6glichst hohe Windgeschwindigkeiten gekennzeichnet sind, was die Rotorbl\u00e4tter und den Antriebsstrang in der Gondel weniger belastet und die Energieausbeute erh\u00f6ht.<\/p>\n\n\n\n

Hierzulande werden \u00fcberwiegend Stahlrohrt\u00fcrme verwendet, die meist abschnittsweise bauseits zusammengeschwei\u00dft werden (Bild 12)<\/mark>. Wegen ihrer geringeren Schallemissionen kommen besonders in dicht besiedelten Gebieten trotz ihres hohen Gewichts auch Betont\u00fcrme zum Einsatz. Seltener sind abgespannte Masten, Gittert\u00fcrme und T\u00fcrme in Hybridbauweise anzutreffen. Im Inneren des Turms befindet sich eine Leiter \u2463 zum Aufstieg von Wartungspersonal in die Gondel.  Die im Maschinenhaus erzeugte elektrische Energie sowie Sensor- und Steuersignale werden \u00fcber abgefangene Kabelverbindungen senkrecht zum Fundament geleitet.<\/p>\n\n\n\n

Der Turmdrehkranz<\/strong>  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 Windnachf\u00fchrung erforderlichen Kr\u00e4fte aus dem Wind selbst. Die heute \u00fcblichen Gro\u00dfwindanlagen 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 Rotorbl\u00e4tter ver\u00e4ndern (variable pitch blade control). <\/p>\n\n\n\n

Auf dem Turmdrehkranz \u2464 ist die Gondel<\/strong> \u2465 angebracht. Sie beinhaltet den Generator<\/strong> \u2466 zur Umwandlung der Rotationsenergie in elektrische Energie, die Bremse<\/strong> \u2468 zur Steuerung des Rotors in Notf\u00e4llen und das Getriebe<\/strong> \u2469 zur Anpassung der Rotordrehzahl an den Generator. Auf der Au\u00dfenseite der Gondel sind Anemometer\/Windfahne<\/strong> \u2467 zur Messung von Windgeschwindigkeit und Windrichtung angebracht. Der Getriebeeingang ist mit der Rotornabe<\/strong> \u246c verbunden, welche die Rotorbl\u00e4tter<\/strong> \u246a mit den Pitchmotoren zur Blattwinkelverstellung<\/strong> (blade pitch control) \u246b tr\u00e4gt. Man unterscheidet aufgel\u00f6ste, teilintegrierte und integrierte Bauformen, die den Grad der konstruktiven Zusammenfassung der Komponenten im Antriebsstrang beschreiben. Einzelheiten kann man hier<\/a> nachlesen.<\/p>\n\n\n\n

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Bild 12: Baustelle einer Windenergieanlage aus Drohnensicht<\/figcaption><\/figure>\n\n\n\n

Windparks<\/h2>\n\n\n\n

Drei und mehr Windr\u00e4der 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 Netzanschlussm\u00f6glichkeiten Kostenvorteile, die mit der Anzahl der Windr\u00e4der im Park zunehmen. Allerdings sollte bei der Gestaltung von Windparks wegen der negativen gegenseitigen Beeinflussung von zu eng stehenden Windr\u00e4dern ein Mindestabstand von 10 Rotordurchmessern in Windrichtung eingehalten werden. Das sichert beim nachfolgend angestr\u00f6mten Windrad wieder das ann\u00e4hernd gleiche Windprofil wie beim Vorg\u00e4nger. Quer zur Windrichtung gen\u00fcgt in der Regel ein Mindestabstand von drei bis vier Rotordurchmessern. Bei Einhaltung dieser Richtgr\u00f6\u00dfen ist die Energieausbeute optimal.<\/p>\n\n\n\n

Windenergieanlagen im Netzverbund<\/h2>\n\n\n\n

Einzelne oder mehrere zu Windparks zusammengefasste Windr\u00e4der m\u00fcssen den von ihnen erzeugten Strom in ein \u00fcbergeordnetes Verbundnetz einspeisen k\u00f6nnen, weil sie andernfalls abgeschaltet werden m\u00fcssen. In einem speicherfreien Netz ist es zwingend notwendig, dass Energieerzeugung und -abnahme jederzeit gleich sind! Daf\u00fcr ist es erforderlich, dass die abgegebene Wechselspannung jederzeit phasensynchron mit  der des abnehmenden Transportnetzes auf einer Frequenz von 50 Hz gehalten wird. Trotz aller Bem\u00fchungen, Einspeisung und Verbrauch auszubalancieren, gibt es st\u00e4ndig variierende Schwankungen der Netzfrequenz, im Normalfall um \u00b1 0,02 Hz, d. h. zwischen 49,98 Hz und 50,02 Hz (Bild 13)<\/mark>.<\/p>\n\n\n\n

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Bild 13: Echtzeitverlauf der Netzfrequenz<\/figcaption><\/figure>\n\n\n\n

Unerwartete Gro\u00dfereignisse wie z. B. Ausf\u00e4lle von Kraftwerken als Erzeuger (Frequenzabnahme) und St\u00e4dten als Verbraucher (Frequenzzunahme) aber auch Fehlprognosen zu Wetter und Verbrauch k\u00f6nnen zum Verlassen des \u00b1 20\u2011mHz\u2011Schwankungskorridors der Netzfrequenz f\u00fchren. Lassen sich gr\u00f6\u00dfere Abweichungen infolge technischen oder menschlichen Versagens nicht mehr abfangen, f\u00fchrt das zu einem gro\u00dffl\u00e4chigen Zusammenbruch des Stromnetzes (Blackout).<\/p>\n\n\n\n

Weil im Norden Deutschlands das Windenergieangebot off-shore (vor der K\u00fcste) und on-shore (an Land) h\u00f6her ist als im S\u00fcden \u2013 wo aber nach der Abschaltung von Kernkraftwerken ein erh\u00f6hter Bedarf an Windkraft f\u00fcr Industrie und Haushalte besteht \u2013, ist der Bau von Stromtrassen f\u00fcr eine stabile Versorgung erforderlich. Dabei kommt wegen der geringeren Eingriffe in das Landschaftsbild und systembedingter Vorteile \u00fcberwiegend erdkabelgebundene, verlustarme Hochspannungs-Gleichstrom-\u00dcbertragung (HG\u00dc) zum Einsatz. Aber auch die Nutzung bestehender Strommasten durch teilweisen Ersatz der Leiterseile durch HG\u00dc-Kabel ist technisch m\u00f6glich, sodass Gleich- und Wechselstrom gemeinsam auf einem Mast \u00fcbertragen werden.
Kostensteigernd wirken jedoch stets die Konverterstationen an Anfang und Ende der HG\u00dc-Trasse, welche die eingeleitete Energie von Wechselspannung zu Gleichspannung und bei der Ausleitung von Gleichspannung zu Wechselspannung wandeln. F\u00fcr die Anbindung der Windparks vor der K\u00fcste \u00fcber das Meer kommen mangels anderer Alternativen fast ausschlie\u00dflich HG\u00dc-Seekabel zur Anwendung.<\/p>\n\n\n\n

Die wichtigsten in Planung und Bau befindlichen Trassen in Erdkabel-HG\u00dc-Technik sind:
SuedLink: <\/strong>700\u202fkm, 4\u202fGW, verbindet Schleswig-Holstein mit Baden-W\u00fcrttemberg\/Bayern.
SuedOstLink: <\/strong>540\u202fkm, 4\u202fGW, verbindet Sachsen-Anhalt mit Bayern.
NordWestLink: <\/strong>600\u202fkm, 2\u202fGW, verbindet Schleswig-Holstein\/Niedersachsen mit Baden-W\u00fcrttemberg.
OstWestLink: <\/strong>600\u202fkm, 4\u202fGW, verbindet den Raum Oldenburg mit Sachsen.<\/p>\n\n\n\n

Wenn erst einmal gen\u00fcgend Trassenkapazit\u00e4t zwischen dem Norden und S\u00fcden Deutschlands besteht, ist auch mit weniger Stillstand von Windr\u00e4dern trotz kr\u00e4ftigen Windes zu rechnen, weil deren kosteng\u00fcnstige Energie mehr Abnehmer findet. Zwar m\u00fcssen die Verbraucher heute diese Leitungen \u00fcber die Netzentgelte bezahlen, doch ist wegen der Notwendigkeit, weniger Strom aus dem Ausland zukaufen zu m\u00fcssen und weil das Hochfahren von Reservekraftwerken entf\u00e4llt, mit einem R\u00fcckgang des Strompreises zu rechnen. Problematisch bleibt das Ausregeln von grossfl\u00e4chigem, flautebedingtem, kurzfristigem Wegfall von Windenergie. Die dadurch hervorgerufenen Probleme mit der Stabilit\u00e4t des Netzes lassen sich nur durch ausreichend gro\u00dfe, sinnvoll verteilte und dynamisch ansteuerbare Stromspeicher in den Griff bekommen.<\/p>\n\n\n\n

Das grunds\u00e4tzliche Problem, dass die Stromnetze historisch f\u00fcr die Stromverteilung von wenigen Gro\u00dfkraftwerken zu vielen Einzelabnehmern ausgelegt waren, kann nur durch neue Netztopologien gel\u00f6st werden. Point to Multipoint war gestern. Die Netze der Zukunft m\u00fcssen f\u00fcr volatile, vielf\u00e4ltige Stromeinspeisungen in der Fl\u00e4che und gleichzeitig stark steigenden Bezug ausgelegt sein. F\u00fcr die Energiewende mit dem Ziel der Klimaneutralit\u00e4t und einer bis 2030 angestrebten Zahl von 15 Millionen Elektrofahrzeugen und sechs Millionen W\u00e4rmepumpen m\u00fcssen die Stromnetze der Zukunft als leistungsstarke, flexible und intelligente Stromautobahnen gestaltet werden.<\/p>\n\n\n\n

Diese Aufgabe gilt es zu l\u00f6sen, damit Strom f\u00fcr Haushalte und Industrie preiswert, zuverl\u00e4ssig und umweltfreundlich verf\u00fcgbar ist. An der umfassenden und smarten Nutzung regenerativer Energien f\u00fchrt dabei kein Weg vorbei!<\/p>\n","protected":false},"excerpt":{"rendered":"

Von der Windentstehung bis zur Einspeisung: Dieser Beitrag erkl\u00e4rt Auftrieb vs. Widerstand, Betz-Grenze, Rauigkeit & Standortwahl, Aufbau moderner Windenergieanlagen, Windparks sowie Netzintegration. 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