Möglichkeiten und Grenzen der Windenergie - On- und Offshore im Vergleich

Inhalt

1.  Einleitung  1

2.  Grundlagen der Windenergiewandlung  2

3.  Strom aus Wind - Die ersten Versuche  4

3.1  Historischer Exkurs - Bis zur Energiekrise 1973  4

3.2  Nach der Energiekrise 73  5

3.3  Windfarmen in Amerika  6

4.  Bauformen von Windenergieanlagen  7

4.1  Rotoren mit vertikaler Drehachse  8

4.2  Horizontalachsen-Rotoren  9

5.  Stand der Windenergienutzung in Deutschland  11

6.  Die Onshore-Windenergiegewinnung  14

6.1  Windmessungen und Auswertung  14

6.1.1  Windanalysen  14

6.1.2  Flächennutzungspläne  17

6.2  Belastungen und Leistungsregelung  19

6.2.1  Lasten auf den Rotor und die WEA  19

6.2.2  Leistungsregelung  21

6.3  Materielle Anforderungen  24

6.3.1  Rotorblatt  24

6.3.2  Nabe und Turm  26

6.3.3  Fundament  28

6.4  Transport Betrieb und Wartung  28

6.4.1  Transport  28

6.4.2  Betrieb  30

6.4.3  Wartung und Instandsetzung  30

6.5  Netzanbindung  32

6.6  Kostensituation  34

6.6.1  Investitionskosten  34

6.6.2  Betriebskosten  35

6.6.3  Vergütung  36

6.7  Potentiale und Nutzung  37

6.7.1  Potentiale  37

6.7.2  Nutzung  38

7.  Die Offshore-Windenergiegewinnung  39

7.1  Windmessungen und Auswertung  40

7.1.1  Windanalysen  40

7.1.2  Flächennutzungspläne  42

7.2  Belastungen und Leistungsregelung  43

7.2.1  Windlasten  43

7.2.2  Meereslasten  44

7.2.3  Leistungsregelung  47

7.3  Materielle Anforderungen  47

7.3.1  Rotorblatt  47

7.3.2  Nabe und Turm  48

7.3.3  Fundament  48

7.4  Transport Betrieb und Wartung  51

7.4.1  Transport  51

7.4.2  Betrieb  52

7.4.3  Wartung und Instandsetzung  53

7.5  Netzanbindung  53

7.6  Kostensituation  55

7.6.1  Investitionskosten  55

7.6.2  Betriebskosten  56

7.6.3  Vergütung  56

7.7  Potentiale und Nutzung  57

7.7.1  Potentiale  57

7.7.2  Nutzung  58

8. Fachdidaktische Orientierung für die unterrichtliche Gestaltung zur

Thematik Möglichkeiten der Windenergie im Unterrichtsfach

Arbeit-Wirtschaft-Technik ……………………………………………………. 59

Literaturverzeichnis………………………………………………………………. 65

Verzeichnis der Abkürzungen und Einheiten.........………………………………. 71

Anhang…………………………………………………………………………… 72

1. Einleitung

Energien und ihre Nutzung haben die Menschen schon seit frühester Geschichte interessiert und gleichermaßen fasziniert. Dabei muss festgehalten werden, dass Energie die Grundlage des Seins auf der Erde ist, denn es wird vermutet, dass die Erde vor 15 bis 20 Milliarden Jahren bei einem Urknall unvorstellbaren Energiegehalts entstanden ist /11/.

In der Geschichte der Menschheit spielt die Nutzung des Windes als Energiequelle eine lange Rolle. Die Kraft des Windes wurde schon vor Jahrhunderten auf verschiedenartige Weise genutzt, vorwiegend in der Seefahrt durch Segel-transportschiffe, in der landwirtschaftlichen Industrie 1 oder auch zum Antrieb von Wasserpumpwerken.

Im 21. Jahrhundert wird die Windenergie hingegen in großem Maße für die Stromerzeu- gung, also zur Energiebereitstellung nutzbar gemacht. Im übertragenen Sinne sind die heutigen Windenergieanlagen ebenfalls Windmühlen. Allerdings haben sich sowohl die Form und Größendimension als auch die angewandten physikalischen und techno- logischen Grundlagen im Laufe der Jahrhunderte entscheidend gewandelt. Die Windenergie verzeichnet seit 20 Jahren die größten Zuwächse und verspricht auch die größtmöglichen Potentiale, um das gesteckte Ziel der Bundesregierung (bis 2010 soll der Anteil regenerativer Energien am Bruttostromverbrauch 12,5% betragen /8/) zu verwirklichen.

Diese Arbeit wird sich nach einem kurzen historischen Exkurs zur Energiegewinnung durch Windenergieanlagen und einem Überblick über deren gängigste Bauformen dem heutigen Stand der Technik im On- und Offshorebereich der Windenergie zuwenden. Dabei sollen die Eigenheiten der beiden Bereiche herausgearbeitet werden, um deren Möglichkeiten und Grenzen aufzudecken. In diesem Zusammenhang wird in Punkt 8 auch eine Möglichkeit der didaktischen Auseinandersetzung mit dem Themenbereich Windenergie vorgestellt.

1 als Antriebskraft für Mahlräder in Kornmühlen, erstmals nachgewiesen um 700 in Persien sowie die moderne europäische Windmühle erstmals 1143 als Prototyp in englischer Sprache erwähnt

1

2. Grundlagen der Windenergiewandlung

Der Energieentzug aus dem Wind erfolgt durch Verzögerung der Luftströmung mit Hilfe des Rotors einer Windenergieanlage (WEA). Die mit einer Windgeschwindigkeit υ 1 ungestört anströmende Luftmasse m L hat die Bewegungsenergie W L = ½ m L * υ 1 ². Da sich bewegende Luftmassen nicht aufgestaut oder gespeichert werden können, muss das mit größerer Windgeschwindigkeit υ 1 zuströmende Luftvolumen nach Energieentzug an der WEA bei geringerer Windgeschwindigkeit υ 3 durch eine entsprechend größere Fläche wieder abfließen. (Abb. 2.1) Ein Teil der Bewegungsenergie der abströmenden Luft muss dabei erhalten bleiben. Nach Betz gilt für eine maximale Energieausbeute durch eine WEA, dass die ursprüngliche Windgeschwindigkeit υ 1 auf υ 3 = ⅓ * υ 1 weit hinter dem Windrad abgebremst wird /29/ (s. a. Punkte 3.1). Eine vollständige Abbremsung der Luftbewegung würde einen Luftstau verursachen und somit wäre kein Leistungsentzug möglich /29, 30, 31 u. a./. Die Leistung einer WEA kann dann durch den Leistungsbeiwert c P , die Luftdichte ρ, die vom Wind durchströmte Rotorfläche A und die Windgeschwindigkeit beschrieben werden:

1 υ ρ ⋅ ⋅ ⋅ ⋅ =

3 A c P . /29, 30 u. a./

1 P Wind

2

Der Leistungsbeiwert c P ist der Quotient aus der dem Wind entziehbaren mechanischen Leistung P und der im Wind enthaltenen Leistung P 0. Im günstigsten Fall, einer verlustfreien Energieentnahme, beträgt dieser Wert 0,5926 /2/. (s. a. Punkt 3.1)

Eine moderne Windenergieanlage mit einer Nennleistung von 1,5 MW und einem Rotordurchmesser von 70 m beispielsweise, ermöglicht an einem durchschnittlichen Standort 2 eine Stromlieferung von etwa 3,5 Mio. kWh im Jahr. Dies ist ausreichend Energie für ca. 1000 Vier-Personen-Haushalte /47/.

2 Annahmen: durchschnittliche Windgeschwindigkeit von 5,5m/s und 2500 Vollaststunden

2

Hauptkomponenten moderner WEA sind der Turm, der Rotor, die Gondel mit den mechanischen Übertragungselementen und dem Generator sowie bei Horizontalachs- rotoren ein Windrichtungsnachführungssystem. Schalt- und Schutzeinrichtungen sowie Leitungen, möglicherweise auch der Transformator und das dazugehörige Netz, sind zur Versorgung von Verbrauchern oder Speichern erforderlich. (Abb. 2.2)

Die Umwandlung der kinetischen Primärenergie des Windes erfolgt über die WEA. Vereinfacht wandelt ein durch den Wind angetriebener Rotor die kinetische Energie in mechanische Energie und treibt direkt oder über ein Getriebe einen Generator an, der diese in elektrische Energie wandelt (Abb.2.3). Die elektrische Energie kann dann in das örtliche Stromnetz eingespeist (Punkt 6.4 und 7.4) und dem Verbraucher zur Verfügung gestellt werden.

Abb. 2.3 Vereinfachte schematische Darstellung der Wandlungs- und Wirkungskette einer WEA /30/

3

3. Strom aus Wind - Die ersten Versuche 3.1 Historischer Exkurs - Bis zur Energiekrise 1973

Der Anlass, den Wind als Energiequelle für die Stromerzeugung zu nutzen, lag in der mangelnden Elektrizitätsversorgung der ländlichen Bereiche. Zu Beginn des 19. Jahrhunderts waren diese vor allem in den großen Flächenstaaten nur selten an das öffentliche Stromnetz angeschlossen /30/.

Die erste systematische Entwicklung zur Nutzung der Windkraft für die Stromerzeugung fand in Dänemark statt. Poul La Cour baute im Jahre 1891 eine Experimentalwindkraftanlage in Askov für den Antrieb eines Dynamos, und verwendete den erzeugten Gleichstrom zur Elektrolyse. Das gewonnene Wasserstoffgas speicherte er und nutzte es für die Beleuchtung mit Hilfe von Gaslampen. Die Firma Lykkegard nutzte die Erkenntnisse La Cour´s und baute bis 1918 bereits 120 stromerzeugende WEA. Diese Anlagen erreichten eine Leistung zwischen 10 und 35 kW und bei einem Gesamtwirkungsgrad von ca. 22% eine Energielieferung von bis zu

50.000 kWh/a /30/.

In Deutschland waren es Major Kurt Bilau und der Physiker Albert Betz, die die Entwicklung maßgeblich beeinflussten. Betz ging das Problem der Physik und Aerodynamik des Rotors streng wissenschaftlich an. In einem 1920 erschienenen Beitrag in der Zeitschrift für das gesamte Turbinenwesen wies er theoretisch nach, dass die dem Wind maximal mit einem klassischen scheibenförmigen Windenergiewandler durch Umwandlung der kinetischen Energie zu entziehende Leistung auf 59,3% der im Windstrom enthaltenen Energie begrenzt ist /2/. In seinen Berechnungen hatte Betz allerdings weder die Form des Rotors noch Reibungs- und Drallverluste berücksichtigt, so dass dieser Wert ein theoretisches Optimum für den Leistungsbeiwert c P darstellt. Bilau erkannte, dass die amerikanischen Langsamläufer nicht die geeigneten Vorraussetzungen besaßen und entwickelte den „Ventimotor“, einen Vierblattrotor von höherer Schnelllaufzahl. 3 Aufgrund der theoretischen Erkenntnisse beider war es nun in Bezug auf die zu erwartende Leistung möglich, zuverlässigere Berechnungen für schnelllaufende Windrotoren und ihre Formeigenschaften durchzuführen. In den 40er 3 Die Schnelllaufzahl (λ) ist der Quotient aus der Umlaufgeschwindigkeit der Rotorblattspitze (u) und der Windgeschwindigkeit (υ W ). Sie bestimmt maßgeblich den Leistungsbeiwert c p einer WEA.

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Jahren erkannten Hermann Honnef und Franz Kleinhenz die Möglichkeit, Windenergie mit Hilfe von Großprojekten nutzbar zu machen (Abb. A1 Anhang). Die Projekte beider wurden aber nie praktisch verwirklicht.

Zukunftsweisender waren die Pilotprojekte des Amerikaners Palmer C. Putnam, dessen Pläne durch Morgan Smith in die Realität umgesetzt wurden (1250 kW Nennleistung, 53m Rotordurchmesser, 1941), sowie die dänische Gedser-Windturbine (200 kW Nennleistung, 24m Rotordurchmesser, 1957) und die deutsche Hütter-Anlage W34 (100 kW Nennleistung, 34m Rotordurchmesser, 1958), /30, 31/ (Abb. 3.1). Niedrige Energie- preise fossiler Energieträger (vor allem Öl und Kohle) ließen die Windenergietechnik um 1960 jedoch vollkommen unwirtschaftlich werden.

Abb. 3.1 Großprojekte Smith-Putnam Anlage, Gedser-Windturbine und Hütter-Anlage /30, 31/

3.2 Nach der Energiekrise 1973

Die erschreckenden Bilder von leeren Autobahnen an den sogenannten autofreien Tagen in den Jahren 1972 und ´73 sind auch heute noch Zeugnis der Abhängigkeit der modernen Industriestaaten vom Öl. Das Wort Energiekrise war plötzlich in aller Munde, rückblickend weiß man allerdings, dass die höheren Kosten und vor allem das Bewusstsein um die Abhängigkeit von den Ölexportländern, deren politische Stabilität nicht abzuschätzen war, die Ursache bildeten /30/. Somit begab man sich erneut auf die Suche nach anderen Energiequellen, mit dem Ziel die Importabhängigkeit zu senken. Das Umweltbewusstsein bzw. der Umweltschutz spielten erst ab den 80er Jahren eine steigende Rolle.

In den USA wurde die Weltraumbehörde NASA mit der Aufgabe betraut, Lösungswege zu entwickeln, und man beschloss Mitte 1973 das U.S. Federal Wind Energy Program.

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In Europa, vor allem in Dänemark, Schweden und Deutschland, setzte die Entwicklung moderner Windenergietechnologien kurze Zeit später ebenfalls ein. Dänemark erklärte sogar, dass es möglich sein müsste, 10% des Strombedarfs durch Windenergie decken zu können/38/. In Schweden wurden 1975 280 Mio. SEK (Schwedische Kronen) für die Entwicklung der Windenergie bereitgestellt /40/.

In Deutschland kam die Kernforschungsanlage Jülich GmbH in einer Studie zu dem Schluss, dass technische Anlagen mit einer Leistung von 3MW, einem Rotor- durchmesser von 72m, sowie einer Rotornabenhöhe von 113m möglich sind, es aber sinnvoller wäre, in kleinen Schritten vorzugehen und Großanlagen tiefgründiger zu erforschen /30/. Diese Anmerkung fand in der Politik jedoch keine Berücksichtigung und so scheiterte das Projekt Growian (Große Windkraft Anlage) vorerst aufgrund technischer Probleme, die den Betrieb der Anlage unterbrachen und somit unwirtschaftlich erscheinen ließen.

Die 80er Jahre waren in Europa und den USA vorwiegend dadurch gekennzeichnet, dass man versuchte, sehr große Anlagen im MW-Bereich aufzustellen und zu erforschen (Beispiele Abb. A2 bis A4 Anhang). Auch diese Projekte, z.B. Nibe A/B (Dänemark) oder WTS-75 (Schweden), erzielten unter dem Gesichtspunkt der Betriebsstundenzahl (einige hundert bis tausend Stunden) eher einen minderen Erfolg über ihre gesamte Laufzeit. Sie legten aber aus technologischer Sicht den entscheidenden Grundstein der heutigen Windenergietechnik /30/.

Der Erfolg der Windenergie ließ sich trotz der Fehlschläge der Großanlagen nicht mehr aufhalten. Die positiven Erfahrungen und Erträge mit kleineren Anlagen in Dänemark, den USA, Holland und später auch in Deutschland wurden immer zahlreicher. Sie bildeten einen fruchtbaren Boden und führten zu Windparks im MW-Bereich. Diese Entwicklung hat eine Serienfertigung von WEA ermöglicht, sowie eine erhebliche Steigerung der Leistungsfähigkeit. In Deutschland konnte der Durchbruch 1991 durch das „Einspeisegesetz für Strom aus regenerativen Energien“ erzielt werden.

3.3 Windfarmen in Amerika

Die Basis für die Windfarmen in Amerika wurde durch günstige Steuerregelungen für regenerative Energien (teilweise über 50% Steuerermäßigungen [tax credits]), sowie

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durch steigende Umweltauflagen in den späten 70er und 80er Jahren gelegt. Diese trieben die Investitionskosten für herkömmliche Kraftwerke in die Höhe und veranlass- ten die Energieversorgungsunternehmen dazu, Strom einzukaufen ohne Investitionen tätigen zu müssen. Ab 1981 kam es zu einer regelrechten Goldgräberstimmung in Kalifornien, dem Hauptgebiet für Windfarmen. In erster Linie waren es die Gebiete Altamont Passes, die Tehachapi Berge und das Gebiet des San Gorgonio Passes, die regen Zuspruch fanden. Geprägt ist das Gebiet Kaliforniens durch seine besonderen meteorologischen Gegebenheiten, die mittlere Jahreswindgeschwindigkeiten von bis zu 9m/s bieten. 1987 waren ca. 15.000 Anlagen mit einer kumulierten Leistung von 1400 MW installiert. Der Boom fand sein Ende mit dem Wegfall der tax credits und den sinkenden Stromerzeugungskosten. Heute hinterlassen die kalifornischen Windfarmen (Abb. A5 Anhang) einen eher deprimierenden Eindruck in Bezug auf die Windparkleistung im Verhältnis zur WEA-Anzahl, da die Entwicklung in den 90er Jahren durch eine weitere Verschlechterung der wirtschaftlichen Situation praktisch zum Stillstand kam. Schlussfolgernd kann festgestellt werden, dass die Erkenntnisse der Amerikaner auch heute noch die Gestaltung moderner Windparks beeinflussen. /30/

4. Bauformen von Windenergieanlagen

Bauformen, welche die kinetische Energie des Windes in mechanische Energie wandeln, sind in mehreren Varianten möglich. Jedoch liegen zwischen den theoretischen Konstruktionen und der praktischen Umsetzbarkeit erhebliche Schwierig- keiten, zumindest wenn die Aspekte der Finanzierbarkeit und Effektivität eine Rolle spielen. Wenn von unterschiedlichen Bauformen der WEA die Rede ist, sollte man sich zunächst darüber im Klaren sein, dass es in erster Linie um unterschiedliche Varianten des Windenergiewandlers, des Rotors, geht. Die weiteren Komponenten zur Umwandlung der kinetischen Windenergie in elektrische Energie, wie Getriebe, Generator, Regelungssysteme sowie Ausrüstungsgegenstände und Hilfsaggregate spielen aber eine gleichwertige Rolle, da ein reibungsloses Zusammenspiel aller Komponenten erst eine effiziente Nutzung ermöglicht.

Windenergiekonverter lassen sich nach ihrer aerodynamischen Wirkungsweise und nach ihrer konstruktiven Bauweise einordnen /30/. Unter der aerodynamischen

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Wirkungsweise wird das Prinzip verstanden, mit welchem der Rotor den Leistungsentzug vornimmt: Ausschließlich aus dem Luftwiderstand (Widerstandsläufer) oder unter Nutzung des aerodynamischen Auftriebs. Die Unterscheidung nach konstruktiven Gesichtspunkten ist allerdings gebräuchlicher. Man verwendet für die Unterscheidung die Lage der Drehachse des Rotors und differenziert sie nach Rotoren mit vertikaler Drehachse und horizontaler Drehachse.

4.1. Rotoren mit vertikaler Drehachse

Windenergiewandler mit vertikal gelagerten Drehachsen stellen die älteste Bauform in der Geschichte der Windenergienutzung dar. In ihrer Anfangszeit waren es reine Widerstandsläufer (Abb. 4.1 Bild 1), die nur den Widerstand F w als Komponente in Richtung der relativen Anströmgeschwindigkeit der Luftkraft (Abb. 4.2) am Rotorflügel nutzten. Zu Beginn des 20. Jhd. gelang es, auch den Auftrieb F A als Komponente senkrecht zur relativen Anströmgeschwindigkeit an vom Wind umströmten Bauformen zu nutzen. Insbesondere der Darrieus-Rotor (einer der wenigen Schnellläufer) erwies sich 1925 als geeignet (Abb. 4.1 Bild 2) /30, 31/.

Vertikalachsrotoren /30/ Die Vorteile dieser Bauform liegen ganz klar in ihrer Windrichtungsunabhängigkeit, ihrer prinzipiell einfachen Bauart 4 sowie der Tatsache, dass der Generator und das Getriebe bodenseitig montiert werden können. Dem gegenüber stehen aber auch erhebliche Nachteile, die der praktischen Nutzung von Rotoren mit vertikaler Drehachse eher ein Nischendasein (Ausnahme Darrieusrotoren) bescheren. So haben sie oft eine sehr geringe Schnelllaufzahl, sind nicht in der Lage allein anzulaufen und besitzen nur selten eine Möglichkeit die Stellung der Rotorblätter zu variieren, um so die Leistungsabgabe bzw. die Drehzahl regeln zu können.

4 Abgesehen von wenigen Flügelkonstruktionen wie z.B. der Darrieus-Rotor, hier rotieren die Flügel auf der Mantellinie einer geometrischen Rotationsfigur s. a. Bild 4.3

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einem Widerstandsläufer /30/ Außerdem haben die Mehrzahl der Rotoren mit vertikaler Drehachse nur geringe Leistungsbeiwerte (c Pmax ≈ 0,2 /29, 30/) und sind daher ebenfalls nicht zur wirtschaftlichen Stromerzeugung geeignet. Alternativ wurden H-Rotoren getestet (Abb.

4.1 Bild 3). Diese hatten zwar eine variable Rotorblattstellung für die Regelung der

Leistungsabgabe, waren aber mit erheblich höheren Baukosten verbunden als es für Horizontalachsen-Rotoren der Fall ist, so dass auch diese nicht in die Massenproduktion gelangten.

4.2 Horizontalachsen-Rotoren

Windenergiewandler dieses Bautyps werden heute ausschließlich in Propellerbauart gebaut (Abb.4.4). Sie stellen ein bisher unangefochtenes Konstruktionsprinzip dar. Alle modernen Formen nutzen sowohl die Widerstandskraft F W, als auch in erheblichem Maße die Auftriebskraft F A (Abb. 4.3) an den Rotorflügeln. Die Windgeschwindigkeit υ W überlagert sich bei Horizontalachsrotoren senkrecht mit der Umfangsgeschwin- digkeit u des Rotorblatts. Daraus resultierend ergibt sich die Anströmgeschwindigkeit υ r . Durch die Anströmgeschwindigkeit am aerodynamisch geformten Rotorflügel wird auf der Flügeloberseite ein Unterdruck (Sog) und auf der Unterseite ein Überdruck erzeugt. Beide bewirken die Auftriebskraft F A senkrecht zur Anströmgeschwindigkeit. Die Auftriebskraft F A lässt sich in die tangentiale Komponente F AT in der Drehebene des Rotors und eine zweite Komponente F AS senkrecht zur Drehebene zerlegen, die zusammen die Drehung des Rotors bewirken. Zusammen mit dem Abstand von der Drehachse bildet F AT das Antriebsmoment des Rotors und F AS den Rotorschub (Abb. 4.2b).

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a) Abb. 4.3 Kräfte am Rotorblatt, a) Luftkräfte an einem umströmten Tragflügelprofil, b) Anströmge- schwindigkeit und Luftkräfte an einem propellerartigen, auftriebnutzenden Rotor /30/

Auf diese Wiese werden erheblich günstigere Leistungsbeiwerte erreicht, als es bei reinen Widerstandsläufern möglich ist. Sie erreichen in Abhängigkeit der Rotorblattzahl und der Rotorgeometrie heute Leistungsbeiwerte zwischen 0,4 und 0,5. Dabei haben Schnellläufer, die für die Stromerzeugung eingesetzt werden, größtenteils drei bzw. in seltenen Fällen auch zwei oder nur einen Rotorflügel.

Abb. 4.4 Horizontalwindenergieanlagen mit Propellerbauart /31/

In Bezug auf das Getriebe haben sich bislang drei Varianten durchgesetzt: mehrstufige (Bsp. Nordex, Vattenfall u. a.), insbesondere für langsamdrehende Großanlagen, einstufige (Bsp. Pfleiderer/aerodyn) und als dritte Möglichkeit getriebelose Systeme (Bsp. Enercon) (Abb. A6 Anhang). Im Vergleich zu den mehrstufigen Getriebe- systemen ermöglichen einstufige Getriebe Generatoren, die auch bei großen Anlagen im MW-Bereich in kompakten und in technisch günstigen Baugrößen von ca. 2m Durchmesser herstellbar sind /31/. Jedoch sind dann spezielle Generatoren notwendig, die in der Herstellung und Installation aufwendiger sind und im Vergleich zur Standardbauweise ein wesentlich höheres Gewicht haben. Hinzu kommt, dass sich die Generatorkühlung schwierig gestaltet, vor allem im Offshore-Einsatz, wo geschlossene Kühlsysteme notwendig sind.

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Durch den Anschluss des Generators direkt am Rotor bzw. bei niedrigtourigen Generatoren (z.B. Multibrid N 5000 von aerodyn/Pfleiderer) am turbinenseitig angebrachten Getriebe, kann der Verschleiß auf ein Minimum für die schnelldrehenden mechanischen Komponenten reduziert werden /30/.

5. Stand der Windenergienutzung in Deutschland

Mit dem Stromeinspeisungsgesetz 5 und dem EEG ab März 2000 hat der Bund ein Instrument geschaffen das es ermöglicht, der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien gegenüber der aus fossilen Energieträgern eine Vorrangstellung einzuräumen. Es handelt sich dabei um eine Vorrangregelung mit Kaufpflicht und Fließquote. Das heißt, die Netzbetreiber müssen Strom aus erneuerbaren Energien nicht nur abnehmen, sondern auch einen Mindestpreis dafür zahlen. Für den Strom aus Windenergie wird jede kWh mit 9,1 Cent für mindestens fünf Jahre bezahlt und reduziert sich in Abhängigkeit eines Referenzertrages 6 dann auf 6,19 Cent für im Jahr 2001 aufgestellte WEA. Gleichzeitig gilt seit 2002 eine Degression für die Basisvergütung von 6,19 Cent um jährlich 1,5% /28/ für neu errichtete Anlagen, so dass für 2003 eine Durch- schnittsvergütung von max. 8,9 Cent/kWh /16/ bei einer Basisvergütung von 6,0 Cent für neu in diesem Jahr errichtete Anlagen galt. Die Vergütungssätze sind auf eine Lauf- zeit von 20 Jahren begrenzt. Der Anteil der Windenergie an den Kosten für erneuerbare Energien für eine kWh beträgt damit ca. 2,3% von durchschnittlich 18 Cent/kWh /14/, die ein Privatverbraucher an den Stromversorger zu entrichten hat. (Abb. A7 Anhang).

Der Anteil der Windenergie an der Primär- bzw. Endenergie und damit der Stromerzeugung konnte in Deutschland in den letzten 14 Jahren kontinuierlich gestei- gert werden. Waren es 1990 noch knapp 350 WEA mit einer Leistung von 42 MW, konnten im Jahr 2003 schon 15387 Anlagen mit einer kumulierten Leistung von 14609,07 MW gezählt werden. (Abb. 5.1) Für das Jahr 2003 ergibt sich ein Zubau an neu installierter Leistung von 2644,53 MW bzw. 1703 WEA /26/. Damit sind in Deutschland 39% der weltweiten Windenergieanlagenleistung installiert.

5 Das Stromeinspeisungsgesetz wurde 1991 eingeführt und durch das EEG im Jahr 2000 ersetzt 6 wird auf Grund der in den ersten fünf Jahren eingespeisten Strommenge ermittelt

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Abb. 5.1a Entwicklung der WEA-Zahl je Jahr und kumuliert in Deutschland, Quelle: DEWI

Abb. 5.1b Entwicklung der WEA-Leistung je Jahr und kumuliert in

Deutschland, Quelle: DEWI

Im Jahr 2003 konnte der Gesamtstromertrag aus Windenergie auf 18500 GWh /3/ in Deutschland erhöht werden, dies entspricht ca. 6% des Strombedarfs /13/. Regional gibt es jedoch enorme Unterschiede beim Ausbau der Windenergie, wobei die küstennahen Bundesländer einen größeren Anteil haben, da sie i. Allg. windbegünstigt sind. Durch den technischen Fortschritt, die steigende Zuverlässigkeit der Anlagen und steigende Turmhöhen verzeichnen aber auch die Binnenländer seit einigen Jahren verstärkt Zuwächse bei der Aufstellung von WEA. (Abb. 5.2)

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Abb. 5.2 Entwicklung der Windenergienut-zung in Deutschland nach Binnen- bzw.

Küstenländern; Quellen: BWE, DEWI und IWR

Strom aus Wind hat heute schon einen spürbaren Anteil an der Elektrizitätsversorgung. Vor allem in den küstennahen Bundesländern erreicht er einen Anteil am Netto- stromverbrauch zwischen 10% und 31%, aber auch Brandenburg als typisches Binnenland weist mit ca. 17% einen nennenswerten Anteil im Jahr 2003 aus (Tabelle A1 Anhang). Die durchschnittliche Anlagengröße beträgt für das Jahr 2003 etwa 1552,87 kW/Anlage und liegt damit um rund 11% höher als im gleichen Vorjahreszeitraum.

Damit ist in Deutschland eine durchschnittliche Windenergieleistung von 949,44 kW je WEA installiert. Die großen Anlagen mit einem Rotordurchmesser von durchschnittlich

60 bis 90 m konnten sich auch im Jahr 2003 mit einem Marktanteil von 97% an der

jährlich neu installierten Leistung durchsetzen /26/. Den größten Marktanteil bei den Herstellern verzeichnet Enercon mit etwa 33%, gefolgt von Vesats (23,5%) und GE Wind Energy (11,2%) /26/. Da es im Onshore-Bereich durch die begrenzt zur Verfügung stehenden Flächen zu einer Sättigung kommt, streben die WEA-Betreiber in den Offshore-Bereich. Erste Pilotprojekte sind bereits genehmigt oder angelaufen. Das Ausbauziel der Bundesrepublik im Bereich der Offshore-Nutzung (bis 2010 3000 MW /8/) wird neben dem bisher bestehenden gesetzlichen Rahmen die Entwicklung und Installation der WEA auch weiterhin fördern.

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6. Die Onshore-Windenergiegewinnung

6.1 Windmessungen und Auswertung

6.1.1 Windanalysen

Windanalysen werden sowohl für Deutschland als auch für Europa und weltweit schon seit mehreren Jahrzehnten durchgeführt (z.B. durch den Deutschen Wetterdienst) und sie liefern seit jeher Richtwerte über die an einem gewählten Standort zu erwartenden Windleistungen. Die Angaben beziehen sich i. Allg. auf die durchschnittlich pro Jahr zu erwartende Windgeschwindigkeit und bilden die Basis für jedes angestrebte WEA- Projekt. Für die von Windkraftunternehmen favorisierten Standorte werden inzwischen Analysen für Monatszeiträume vorgenommen. Auf Basis der gewonnen Erkenntnisse über die Windgeschwindigkeiten lokaler Standorte werden Prognosen aufgestellt, die die durchschnittlich zu erwartenden Windgeschwindigkeiten wiedergeben und eine Wirtschaftlichkeitsprüfung ermöglichen.

Aufgrund der proportionalen Abhängigkeit der Windenergieanlagenleistung und der Energieerträge von der dritten Potenz der Windgeschwindigkeit spielen die lokalen Windverhältnisse eine entscheidende Rolle. Neben den windklimatologischen Einfluss- faktoren wie Geländeverlauf (Orographie), Oberflächenrauhigkeit (Topographie) und Hindernisse in der Nähe des Standortes (mechanische Turbulenzen), bestimmen die Luftdichte (abhängig von Temperatur und Luftdruck), die Temperatur sowie die Sonneneinstrahlung (thermische Turbulenzen, Luftschichtung) den Verlauf und die Stärke des Windes. /29, 30, 31/

Die Oberflächenrauhigkeit wird über einen Rauhigkeitslängenparameter z 0 angeben. Dieser liegt im Onshore-Bereich etwa zwischen 1,0 m für Stadt- und Waldgebieten und 0,003 m für Wasseroberflächen. Die Rauhigkeit beeinflusst ganz entscheidend das Windprofil über der Höhe. Dieses kann vergleichsweise einfach mit dem Potenzansatz p ⎞ ⎛

nach Hellmann beschrieben werden:

υ die υ die mittlere Windgeschwindigkeit (m/s) in der Höhe H (m), ref Dabei ist H mittlere Windgeschwindigkeit (m/s) in der Referenzhöhe H ref (m), und p der dimensionslose Hellmann-Exponent /29, 30, 55/. Standardmäßig werden Windge-

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