grundkurs windenergie

1

Promote 100

2

Herausgegeben von der Solarinitiative Mecklenburg-Vorpommern e.V. für Weiterbildungsveranstaltungren

3

Einführung 4

Die Atmosphäre und ihre

Zusammensetzung 6

Die Entstehung des Windes 6

Weltweite Zirkulationssysteme 8

Höhenabhängigkeit des Windes 9

Windverteilungen 13

Mathematisch-physikalische Beschreibung

der Windleistung 14

Leistungsentnahme durch Windgeneratoren 17

Leistungsbeiwert 19

!

Die ältesten Windräder 21

Windräder in Europa 21

Windmühlen von 1920 bis 1965 23

Die Auswirkungen der Ölkrise auf die

Windkraftanlagen 25

Dänemark – der Vorreiter bei der

Entwicklung der Windkraftanlagen 26

Moderne Windkraftanlagen 27

"

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!$ !$ !$ !$ %%%%

Windfirma Nordex mit Maximalleistungen 29

Das neue Konzept von AN Bonus 30

Neu bei Enercon 31

Atomindustrie für Windkraft 31

Wie weiter mit der Windkraft 32

&

' ( # ' ( # ' ( # ' ( #

Widerstandsläufer 33

Auftriebsnutzende Windkrafträder 36

Turbulenzeffekt 41

)

!'!'!'!' &&&&

Übersicht 42

Vertikalachsige Windanlagen 43

Wirkungsgrade von Windkraftanlagen 44

Die Umwandlung von mechanischer in

elektrische Energie Definition 45

Betriebsführung 48

Energiewandlung in Inselnetzen

Asynchrongenerator 51

Synchrongenerator 52

# # # # !$!$!$!$ )")")")"

*

)+)+)+)+

Globale Ressourcen 58

Windverhältnisse in Europa und Deutschland 62

&

4

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Das vorliegende Studienmaterial basiert auf einer für Weiterbildungszwecke erarbeiteten Zusammenfassung zum „Windenergienutzung“. Auf umfangreiche erläuternde Texte wurde bewusst verzichtet. Für das Selbststudium ist eine intensive Auseinandersetzung mit den kurz dargestellten Inhalten erforderlich. In mehreren Kapiteln wurden zur Illustration bestimmter Eigenschaften bzw. zur weiteren Untersetzung des Lehrinhaltes Erläuterungen in englischer Sprache eingefügt. Diese Ausschnitte sind der Informations-CD „Wind-Energy“ – version 1, Access to Knowledge aus der LIOR CD-ROM collection – renewable energy series, Lior 1999, Brüssel entnommen. Die nachfolgenden Inhaltsbeschreibungen der einzelnen Kapitel stellen gleichzeitig die Lernziele dar. Kapitel 1 : Wind und seine Beschreibung Es wird der Zusammenhang zwischen Sonnenstrahlung (Temperatur) und der Entstehung des Windes betrachtet. Standardmäßig werden Windgeschwindigkeiten in einer Höhe von 10 m gemessen. Zur Umrechnung der gemessenen Windgeschwindigkeiten auf die späteren Nutzung in der Nabenhöhe werden Umrechnungsalgorithmen eingesetzt, wobei die Einschätzung der Rauhigkeit von besonderer Bedeutung ist Für die mathematische Beschreibung der Häufigkeit unterschiedlicher Windgeschwindigkeiten werden Wahrscheinlichkeitsverteilungen herangezogen. Hier werden neben der Weibull-Verteilung die Rayligh-Verteilung betrachtet. Für die Leistungsentnahme der Energie aus dem Windangebot mittels eines Windrades werden die mathematischen Ableitungen behandelt. Über die Darstellung des Leistungsbeiwertes wird die maximal mögliche Leistungsentnahme bestimmt. Kapitel 2 : Historischer Überblick Den Ausgangspunkt bilden Windanlagen aus dem Mittelalter (persisches Windrad). Die weitere Entwicklung der Windkraftanlagen zur Elektroenergieerzeugung wird in folgende Etappen eingeteilt:

1. Weltkrieg 2. Weltkrieg Ölkrise 1970 1970 bis Anfang 1980 Privatwirtschaftliche Initiativen Forschung und Entwicklung für Großanlagen.

Kapitel 3 : Tendenzen in der Entwicklung von Windkraftanlagen Ausgehend von den Entwicklungen in der Windenergieanlagentechnik in Deutschland werden die gegenwärtigen Anlagen der Firmen Nordex, AN Bonus und Enercon beschrieben sowie eine Zusammenfassung gegeben.

5

Kapitel 4 : Prinzipien der Windenergieumwandlung Es werden die Prinzipien der Widerstandsläufer, Auftriebsnutzung und der Turbulenzkraft dargestellt. Neben der Funktionsweise werden mathematische Ableitungen durchgeführt und die wichtigsten Kenngrößen herausgearbeitet:

Schubkraft und Schubbeiwert Widerstandbeiwert Schnelllaufzahl Gleitwert Moment und Momentenbeiwert Leistung und Leistungsbeiwert.

Als Anwendungsbeispiel für Widerstandsläufer wird das Prinzip der Windgeschwindigkeitsmessung mit dem Schalenkreuz-Anemometer untersucht. Kapitel 5 : Anlagenkonzepte Es werden die Vertikalachser und Horizontalachser kurz vorgestellt. Die Bewertung der Leistungsfähigkeit unterschiedlicher Anlagenkonzepte kann über den Leistungsbeiwert erfolgen. Hierzu werden unterschiedliche Kennlinien behandelt. Für die Umwandlung mechanischer in elektrische Energie werden Asynchron- oder Synchrongeneratoren eingesetzt. Die verschiedenen Konzepte werden dargestellt. Für unterschiedliche Anwendungen im Bereich der Insellösungen werden für Systeme mit Asynchron- bzw. Synchrongeneratoren die erforderlichen Gerätekomponenten zusammengestellt. Kapitel 6 : Auswahl von Windkraftanlagen Es wird an Hand der derzeit auf dem Markt verfügbaren Windkraftanlagen und den zur Verfügung stehenden Daten untersucht, wie für einen bestimmten Standort die wirtschaftlichste Windkraftanlage auszuwählen ist. Kapitel 7 : Windenergieressourcen Die Windressourcen sowie die derzeit üblichen Messmethoden werden beschrieben.

6

Wind und seine Beschreibung

1.1. Die Atmosphäre und ihre Zusammensetzung

Grundvoraussetzung für die Entstehung des Windes ist das Vorhandensein einer Atmosphäre ( von der Schwerkraft festgehaltene Gashülle). Auf der Erde findet die Windkrafterzeugung in Höhen bis zu 20/30 km statt (Troposphäre). In der Troposphäre findet prinzipiell eine Abnahme der Temperatur mit steigender Höhe von durchschnittlich 0,5 bis 0,6 Grad K/100 m statt. Unmittelbar über der Erdoberfläche sowie in Höhen zwischen 1 und 2 km kann es zu einer Inversion der Temperaturabnahme kommen. Die Troposphäre ist gleichzeitig die wetterbestimmende Schicht (Wolken- und Niederschlagsbildung). Die Zusammensetzung der Atmosphäre gliedert sich in zwei Bestandteilgruppen entsprechend Tabelle 1. Tab.1: Luftbestandteile Zeitlich-räumlich konstante Bestandteile Komponente Gewichtsprozente Volumenprozente Stickstoff 75,53 78,08 Sauerstoff 23,14 20,95 Argon 1,28 0,93 Edelgase (Neon, Helium, Krypton, Xenon)

Spuren

Zeitlich-räumlich konstante Bestandteile Wasserdampf 0 bis 4 Kohlendioxid 0,05 0,03 Edelgase (Ozon, Wasserstoff)

Spuren

1.2. Die Entstehung des Windes

Wind ist der thermisch bedingte Austausch von Luftmassen. Die Energie für diese Bewegung liefert die Sonne. Man unterscheidet globale und lokale Zirkulationen des Windes. Die thermischen Eigenschaften der Atmosphäre werden bestimmt durch die in ihr enthaltenen Anteile an Kohlendioxid und Wasserdampf. Diese beiden Bestandteile der

'

7

Atmosphäre lassen die kurzwellige Sonnenstrahlung eintreten, verhindern aber den Austritt der von der Erde reflektierten Infrarotstrahlung. Die Gesamteinstrahlung der Sonne ist im Äquatorbereich größer als an den Polen, so dass ein Energiegefälle entsteht. Der Ausgleich erfolgt über Luftströmungen. Zwei große Zirkulationen sind zum einen die Rossby Zirkulation, sie tritt auf der nördlichen und südlichen Halbkugel auf, und zum anderen die äquatoriale Hadley Zirkulation.

Lokale Differenzen in der Strahlungsbilanz werden durch unterschiedliche Eigenschaften der Erdoberfläche hervorgerufen. Die wichtigsten der entstehenden lokalen Winde sind die Berg-Tal-Winde, See-Land-Winde und die Katabischen Winde. Der Wind entsteht als Ausgleichsströmung zwischen Gebieten unterschiedlichen Luftdrucks infolge unterschiedlicher Lufterwärmungen. Linen gleichen Luftdrucks werden als Isobare bezeichnet. Zwischen den Isobaren wirkt in Richtung des Druckgefälles die Gradientenkraft FG sowie die Corolis-Kraft (ablenkende Trägheitskraft der Erdrotation) FC mit dem Geschwindigkeitsvektor u (rechtswirkend auf der Nordhalbkugel und linkswirkend auf der Südhalbkugel) Bei geradlinigen Isobaren gilt FG = FC. Die sich ergebende Windbewegung verläuft in Richtung der Geschwindigkeitsvektoren u (geostrophischer Wind). Abb. 1: Kraftwirkungen in Luftdruckgebieten Bei Gebieten mit Tief- oder Hochdruckkernen sind die Isobaren gekrümmt. Ergänzend zu FG und FC wirk eine Zentrifugalkraft FZ in radialer Richtung. Bei einem Hoch wirkt die Zentrifugalkraft in Richtung der Gradientkraft – beim Tief wird die Gradientkraft durch die Zentrifugalkraft geschwächt. Die entstehenden Winde sind die Gradientenwinde. Geostrophischer Wind und Gradientenwind kommen nur dann vor, wenn Druckgradient und Coroliskraft dominierend sind. An der Erdoberfläche wirkt zusätzlich die Reibung auf den Wind. Die Folge ist, da dass die Windrichtung mehr vom Hoch- zum Tiefdruckgebiet gerichtet ist . Zu diesen antitriptischen Winden zählen thermische Auf- und Abwinde, Land- und Seewinde, Berg- und Talwinde. Ihren Ursprung haben sie in den täglichen lokalen Erwärmungs- und Abkühlungsvorgängen infolge der Sonneneinstrahlung. Infolge der unterschiedlichen Wärmekapazität haben diese Winde ganz unterschiedliche Richtungen.

FG

FC

1000mb

u

1010mb

8

Tab. 2: Entstehung lokaler Winde Gebiet großer Wärmekapazität

Tag Nacht

Seen Seewind (See>Land)

Täler Talwind (Abwind) Gebiet kleiner Wärmekapazität

Land Landwind(Land>See) Berge Bergwind (Aufwind)

Die See-Land-Brise entsteht durch die schnellere Aufheizung des Festlandes gegenüber der See, was tagsüber zu einem Ausgleichswind von der See zum Land führt. Nachts kann sich dieser Effekt umkehren.

Abb. 2: Entstehung der See-Land-Brise (nach Gasch, Windkraftanlagen, Teubner 1995)

1.3. Weltweite Luftzirkulationssysteme Die Erwärmung der Erdoberfläche ist vom Sonnenstandswinkel abhängig und dort am höchsten, wo die Sonne im Zenit steht. Daher bilden sich um den Äquator (zwischen den Wendekreisen) Tiefdruckgebiete, während an den Polkappen Hochdruckgebiete entstehen. Im Äquatorbereich entstehen sogenannte Konvergenzzonen, in die Winde der Pole einströmen, sich anheben und zurück zu den Polen fließen. Infolge der Erdrotation sowie der Einflüsse von Erd- und Wasserflächen (Meere/Ozeane) sind die Luftbewegungen komplizierter. Die Corioliskräfte führen zur Herausbildung der Nordost- und Südost-Passatwinde, die aus den subtropischen Hochdruckgürteln strömen.

9

Auf den Polseiten der Hochdruckgürtel schließen sich die Zonen der Westwinde an, die wiederum durch sogenannte Tiefdruckrinnen von den Polen getrennt werden.

1.4. Höhenabhängigkeit des Windes Der ungestörte geostrophische Wind in Höhen von 300 bis 1000 m wird durch die Erdoberfläche (Rauhigkeit) an der Erdoberfläche auf nahezu Null abgebremst. Zur Berechnung der Windgeschwindigkeit in beliebiger Höhe gibt es die Berechnungsgleichung nach Hellmann: vh - mittlere Windgeschwindigkeit in der Höhe h v* - Bezugsgeschwindigkeit in einer Referenzhöhe h* - Referenzhöhe (meistens 10m, selten 30 m) α - Rauhigkeitsexponent (meist 0,1 bis 0,3) Da Windkraftanlagen nur bodennahen Wind nutzen können, muss der Einfluss des Erdbodens berücksichtigt werden. Der ungestörte, geostrophische Wind wird durch Hindernissein Bodennähe wie zum Beispiel Häuser, Bäume oder Büsche abgebremst. Mit Hilfe der Rauhigkeitslänge Z0 beschreibt man die Eigenschaften der Erdoberfläche. Z0 ist die Höhe, bei welcher die Windgeschwindigkeit gleich 0 wird. Die folgende Tabelle gibt einen Überblick über die Rauhigkeitslängen nach Davenport:

Tab. 3: Rauhigkeitslängen für verschiedene Geländeklassen

Geländeklasse nach Davenport

Rauhigkeits- länge Z0

Oberflächenbeschreibung

1 – See 0,0002 m offene See 2 - glatt 0,005 m Wattgebiete 3 - offen 0,03 m offenes, flaches Gelände; Weide

4 - offen bis rauh 0,1 m landwirtschaftlich genutzte Flächen mit niedrigem Bestand

5 - rauh 0,25 m landwirtschaftlich genutzte Flächen mit hohem Bestand

6 - sehr rauh 0,5 m Parklandschaften mit Büschen und Bäumen 7 - geschlossen 1 m Wälder, Dörfer, Vororte 8 - Stadtkerne 2 m Zentren von großen Städten

α)( **

hh

vvh =

10

Abb. 3: Einfluss des Erdbodens

Es gibt die Möglichkeit, bei bekannter Rauhigkeitslänge und Windgeschwindigkeit in einer bestimmten Höhe die Windgeschwindigkeit für andere Höhen abzuschätzen :

V2(h2)=V1 · ln(h2/Z0) / ln(h1/Z0).

Für Standorte angegebene Durchschnittswindgeschwindigkeiten sind meist in 10 m Höhe gemessen worden. Mit Hilfe obiger Formel lässt sich die Geschwindigkeit in Nabenhöhe der Windkraftanlage (WKA) berechnen.

Tab. 4: Durchschnittliche Windgeschwindigkeiten

Standort v in m/s

Berlin 3,9 Hamburg 4,1 Hannover 3,7 Helgoland 7,1 Köln 3,2 München 2,9 Nürnberg 2,7 Saarbrücken 3,3 Stuttgart 2,0 Wasserkuppe 6,0

Außer der Rauhigkeit der Oberflächen müssen auch einzelne Hindernisse wie Baumgruppen, Hügel, oder ähnliches berücksichtigt werden. Die Auswirkungen solcher

11

Hindernisse lassen sich empirisch erfassen, so kann davon ausgegangen werden, dass ein geschlossenes Hindernis der Höhe H den Wind luvseitig bis zum 5-fachen der Höhe beeinflusst und leeseitig bis zum 15-fachen.

Abb. 4: Einfluss eines Hindernisses

Außer den genannten Faktoren gibt es weitere Umweltbedingungen, die die Stärke des Windes beeinflussen, so dass vor der Aufstellung einer WKA der Standort sehr genau geprüft werden muss, um Aussagen über die Erträge und damit die Wirtschaftlichkeit der Anlage zu machen.

Abb. 5: Rauhigkeitslängen 1

1 Windenergy, LIOR 1999, Renewable Energy series

12

Die folgende Abbildung verdeutlicht für eine Nabenhöhe von 40 m die Windgeschwindigkeiten bei unterschiedlichen Rauhigkeitsklassen.

Abb. 6: Zusammenhang Rauhigkeitsklasse und Windgeschwindigkeit

Abb. 7: Windgeschwindigkeiten auf einen Rotor infolge der Höhenwirkung

13

1.5. Windverteilungen Windgeschwindigkeit und Windrichtung variieren je nach Standort. Zur mathematischen Beschreibung aufgenommener Windgeschwindigkeitsmessreihen werden Wahrschein-lichkeitsfunktionen genutzt, wie zum Beispiel die Weibull-Verteilung. Dichtefunktion der Weibullverteilung zur Beschreibung der Häufigkeitsverteilung:

Cw

Av

Cww e

Av

AC

vf)()1()()(

−−=

C – Formparameter

A – Skalierungsfaktor = mvπ2

Vm - mittlere Windgeschwindigkeit Vw – Windgeschwindigkeit. Für Europa lässt sich oft der Formparameter mit 2 ansetzen – für diesen Fall ergibt sich eine relative Häufigkeit nach der Rayleighverteilung

•−

••=

2

4

22)( m

w

vv

m

ww e

v

vvf

ππ

1.6.

Abb. 8: Beispiel für eine Windverteilung nach der Weibull-Verteilung

14

1.6. Mathematisch-physikalische Beschreibung der Windleistung WIND = bewegte Luft mit einer kinetischen Energie E v F dx Kinetische Energie E m v==== ⋅⋅⋅⋅ ⋅⋅⋅⋅

12

2 Luftmassestrom m F

dxdt

F v==== ⋅⋅⋅⋅ ⋅⋅⋅⋅ ==== ⋅⋅⋅⋅ ⋅⋅⋅⋅ρρρρ ρρρρ Windleistung 32

21

21

vFvmEPW ⋅⋅⋅=⋅⋅== ρ

ρρρρ - Luftdichte P vW ≈≈≈≈ 3 Die Windleistung wird durch die Windgeschwindigkeit in dritter Potenz bestimmt. Zur Bewertung von unterschiedlichen Standorten und die Eignung von Windkraftanlagen wird die Leistungsdichte herangezogen:

35,0 vF

PW ••= ρ

15

Um

Abb. 9: Funktionaler Zusammenhang zwischen Windgeschwindigkeit und Leistungsdichte

Abb. 10: Demonstration der Auswirkungen der Windgeschwindigkeit auf die Leistungsdichte bei gleicher mittleren Windgeschwindigkeit

16

Um Aussagen über den Energiegehalt zu machen, muss die Leistung über die Zeit integriert werden. Man nimmt zu diesem Zweck Tages-, Wochen- oder Monatsgänge der Windgeschwindigkeit auf. Diese Verläufe der Geschwindigkeit lassen sich in Histogramme der relativen Häufigkeiten umrechnen.

Abb. 11: Entwicklung eines Histogramms ( nach Gasch 1995)

Der Wert hi ist die relative Häufigkeit der Geschwindigkeitsklasse vi. Der Energiegehalt über der Zeit T ist also die Summe über die einzelnen Klassen.

Eges = Summe (hi · Pi · T)

wobei für Pi gilt :

Pi = ½ · rho · F · vi³

Wenn für einen Standort kein Histogramm vorliegt und auch keines erstellt werden kann, so gibt es die Möglichkeit, mit Hilfe der Rayleigh-Verteilung aus einer gemessenen oder bekannten durchschnittlichen Windgeschwindigkeit ein Histogramm zu erstellen, welches die Bedingungen in Mitteleuropa an einem hindernisfreien Standortrecht gut beschreibt. Im folgenden ist ein Histogramm zu sehen, welches mit der Rayleigh-Funktion für eine Durchschnittswindgeschwindigkeit von 6 m/s errechnet worden ist.

17

Abb. 12: Rayleigh-Verteilung

Die Rayleigh-Verteilung liegt meist den Ertragsberechnungen in Prospekten zugrunde.

1.7. Leistungsentnahme durch Windgeneratoren

Abb. 13: Druck- und Geschwindigkeitsverhältnisse in der Windradebene

18

Es gelten folgende Beziehungen: Konstanter Luftstrom ρ ρ ρ⋅ ⋅ = ⋅ ⋅ = ⋅ ⋅v F v F v F1 1 2 2 3 3 Schubkraft

( ) ( )

( )

S m v v F v v v F p

p v v

vv v

m Fv v

= ⋅ − = ⋅ ⋅ ⋅ − = ⋅

= ⋅ −

=+

= ⋅ ⋅+

1 3 2 1 3

12

32

21 3

21 3

2

2

2

ρ

ρ

ρ

∆

∆

Windradleistung ( )P P P m v vWR W W= − = ⋅ ⋅ −1 3 1

2321

2

Dem Wind wird durch das Windrad die Leistung PWR entnommen - als Folge der Abbremsung der Windgeschwindigkeit in der Rotorebene.

19

1.8. Leistungsbeiwert Windradleistung

( )P Fv v

v v F vvv

vv

P P c

WR

WR W p

= ⋅ ⋅ ⋅+

⋅ − = ⋅ ⋅ ⋅ ⋅ +

−

= ⋅

12 2

12

12

1 121 3

12

32

2 13 3

1

3

1

2

ρ ρ . .

cp - Leistungsbeiwert - f

vv

3

1

cp cpmax = 0,59 =16/27 v v3 1

13

= ⋅ v3/v1

Abb. 14: Verlauf des Leistungsbeiwertes über der Reduktion der Windgeschwindigkeit

( ) 31

2max 227

16vRPWR ⋅⋅⋅⋅= πρ

Damit können maximal 16/27 (59%) der im Wind enthaltenen Leistung durch Windräder entnommen werden.

20

Abb. 15: Der Leistungsbeiwert nach Betz

21Abb. 17: Holländermühle

Historischer Überblick 2.1. Die ältesten Windräder

Die Nutzung der Windkraft hat eine lange Geschichte, in Persien und Afghanistan wurden bereits um 900 vertikale Windräder gebaut. Die mit Segeln oder geflochtenen Matten bespannte Drehachse setzt dem Wind einen Luftwiderstand entgegen. Damit die Kräfte sich nicht gegenseitig aufheben, wurde eine Seite abgeschattet.

Abb. 16: Prinzip des Persischen Windrades ( nach Gasch 1995)

Eine andere Variante des Widerstandsläufers findet sich in China. Dort wurden Matten verwendet, welche sich auf dem Rückweg aus dem Wind klappen. Diese Anordnung hat den Vorteil, daß der Wind aus jeder Richtung genutzt werden kann. Für die persische Windmühle war nur eine Windrichtung zu nutzen. Vertikale Anordnungen haben den Vorteil, dass die Kraftübertragung zum Beispiel auf einen Mühlstein direkt, ohne Getriebe erfolgen kann.

2.2. Windräder in Europa

Europa kennt die Windenergie erst ca. 800 Jahre. Bereits im 12. Jahrhundert waren klassische Windmühlen in Europa verbreitet. Die ersten Windmühlen waren nicht verstellbar, das heißt es konnte nur Wind aus einer Richtung genutzt werden. Die ersten drehbaren Windmühlen wurden von Hand nachgeführt. Erst Mitte des 18. Jahrhunderts wurde das Seitenrad entwickelt, es steht 180° versetzt zum

'

22

Abb. 18: Westernmill

Hauptrotor und dreht den Mühlenkopf in den Wind. Die Windenergie wurde dabei zur Verrichtung mechanischer Arbeit eingesetzt (Korn mahlen, Wasser pumpen).

Gegen Ende des 19. Jahrhunderts gab es in den USA noch einmal eine Blütezeit der Windräder. Die sogenannte Westernmill ist ein Langsamläufer und wurde meist zum Wasserpumpen genutzt. Dieser Rotor läuft schon bei geringem Wind an und entwickelt ein hohes Drehmoment, was die direkte Kraftübertragung auf eine Pumpe ermöglicht. Die Windnachführung erfolgt über eine Blechfahne hinter dem Rotor. Die Westernmill war die erste Windkraftanlage, welche selbstständig, ohne Betreuung funktionierte.

Abb. 19: Die typische 4-Blatt-Windmühle

23

Die erste Anlage zur Produktion von Elektroenergie wurde 1891 in Dänemark entwickelt.

Abb. 20: Der Entwickler der ersten Windkraftanlage zur Stromproduktion 2.3. Windmühlen von 1920 bis 1965

24

Abb. 21: Die Windkraftanlagen der dänischen Firma Smidth.

Abb. 22: Der Vorläufer der heutigen Windkraftanlagen

25

2.4. Die Auswirkungen der Ölkrise auf die Windkraftanlagen

26

2.5. Dänemark – der Vorreiter bei der Entwicklung der Windkraftanlagen Abb. 23: 1.Generation von Vestas Abb. 24: Einsatz von Fördermitteln für die Entwicklung von WKA

Abb. 25: Ergebnisse der Forschungsarbeiten

27

2.6. Moderne Windkraftanlagen

Abb. 26: Erste 3 MW Anlage mit Betonturm

Abb. 27: 3MW-Anlage mit Stahlrohrturm

28

Abb. 27: Drei-Flügler mit Pitch-Regelung

Abb. 28: Standardanlage 1990

29

Tendenzen der Entwicklung von Windkraftanlagen

3.1. Windfirma Nordex mit Maximalleistungen

Abb. 29 Nordex-Anlage

'

"

30

Abb. 30: Transport einer Nordex-Windkraftanlage 3.2. Das neue Konzept von AN Bonus

Abb. 31: Schnitt durch die Gondel einer Bonus-Anlage CombiStall-Regelung Änderung des Anstallwinkels der Flügel Vorteile:

• Standortanpassung (bei Änderung der Luftdichte)

• Nachregelung des Einstellwinkels bei Nennleistung Effekte:

• Verbesserung der Netzverträglichkeit • Kein Leistungsabsinken bei Nennleistung • Verbesserte Bremswirkung

31

3.3. Neu bei ENERCON

Abb. 32: Die neue E-66 -Nennleistung: 1.500 kW Verkleinerter Ringgenerator mit Kühlgebläse Hintergrund: Aus Transportgründen musste der Generator verkleinert werden. (Das erste Modell war noch zweigeteilt.) Der um einen Meter verkleinerte Generator hat jedoch eine erhöhte Wärmeentwicklung. 3.4. Atomindustrie für Windkraft Die französische Firma Jeumont (Tochter des Atomkonzerns Framatome) stellt eine 750 kW Anlage vor. Konzept:

• Synchrongenerator mit Gleichstromzwischenkreis

• Permanentmagnet-Erregung mit axialer Flussrichtung des magnetischen Feldes

• Abmessungen des Generators werden kleiner

Abb. 33: Konzept aus Frankreich

32

3.6. Wie weiter mit der Windkraft

Durchschnittsleistung neu installierter Windkraftanlagen in Deutschland

150 180 170 190260

360

480530

620

785

930

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1000

1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999

Jahr

kW

Abb. 34: Leistungsentwicklung von Windkraftanlagen

Zur Sicherung von Erträgen werden gute Windstandorte mit veralteten Anlagen rückgebaut und mit High-Tech-Anlagen neu bestückt – repowering.

Abb. 35: Repowering

33

Prinzipien der Windenergieumwandlung

4.1. Widerstandsläufer Die kinetische Energie des Windes wird von allen Windkraftanlagen zunächst einmal in Rotationsenergie umgewandelt. Es gibt die Möglichkeit, diese mechanische Energie direkt zum Beispiel zum Pumpen oder Mahlen zu nutzen. Möchte man aber die Energie transportieren, bietet sich die Umwandlung in elektrische Energie an. Bei Widerstandläufern wird die Kraft genutzt, die der Wind auf die Flügelblätter ausübt. Nach diesem Prinzip wurden insbesondere Windanlagen für mechanische Antriebe entwickelt. Auf die Rotorblätter entwickelt der Wind die Schubkraft S, die bei maximaler Windleistungsentnahme zur optimalen Schubkraft Sopt wird.

( )S F v v v

vv v

Optimum

v v

S v F c S F

S c S F

c SchubbeiwertS Staudruck

opt S D

S D

S

D

= ⋅ ⋅ ⋅ −

=+

= ⋅

= ⋅ ⋅ ⋅

⋅ = ⋅ ⋅

= ⋅ ⋅

−−

ρ

ρ

2 1 3

21 3

3 1

12

2

13

89

12 max

In Abhängigkeit von der Form der Rotorblätter wird eine Luft-Widerstandskraft W ausgebildet:

'

&

34

W c S F

c Widers dsbeiwertW D

W

= ⋅ ⋅− tan

cW Kreisplatte 1,11 Quadratplatte 1,1 Halbkugel 0,34 Halbkugel 1,33

W c S F c c F

c Anströmgeschwindigkeit v uu Umfangsgeschwindigkeit r

W D W

m

= ⋅ ⋅ = ⋅ ⋅ ⋅ ⋅

− = −− = ⋅

12

2ρ

Ω

u v rm Abb. 36: Widerstandsläufer

ΩΩΩΩ

Antriebsleistung

Für eine quadratische Platte gilt: Cpmax = 0,16 Pmax = 0,16 PW. Widerstandsläufer können nur 16% der im Wind enthaltenen Leistung umsetzen.

1

21

121

3

23

≤−

=

−

⋅=⋅⋅⋅⋅=

⋅

−⋅⋅⋅⋅⋅=

⋅=

zahlSchnellaufvu

ngsgradscherWirkuaerodynamic

cPcvFP

vu

vu

cvFP

uWP

P

PW

v

uP

W

λ

λ

ρ

ρ

35

Ein Anwendungsbeispiel für Widerstandsläufer ist das Schalenkreuzanemometer:

v-u

Antrieb cw=1,33 v v+u Bremsen cw=0,33 Abb. 37: Prinzip des Schalenanemometers

( )

( )

( ) ( )[ ] [ ]

W F v u

W F v u

P W W u F v P c

c

uv

rv

n rv

vr

n

vr

n

Windgeschwindigkeitsmessung Drehzahlmessung

v k n

A

B

A B W P

p

m m

m

Leerlauf

m

= ⋅ ⋅ ⋅ −

= ⋅ ⋅ ⋅ +

= − ⋅ = ⋅ ⋅ ⋅ − ⋅ + = ⋅

=

= =⋅

=⋅ ⋅ ⋅

= ⋅ ⋅ ⋅

=

= ⋅ ⋅ ⋅

=

= ⋅

1 332

0 332

21 3 32

0 08

2

2

0 34

20 34

2

2

3 2

,

,

,

,

,

,

max

ρ

ρ

ρλ λ λ

λπ

πλ

λ

π

Ω

Abb. 38: Modernes Windmessgerät

36

4.2. Auftriebsnutzende Windkrafträder

Wenn eine ebene Platte oder ein Tragflügelprofil schräg angeströmt werden, entsteht zu der Widerstandskraft FW noch eine senkrecht zu ihr gerichtete Auftriebskraft FA. Diese Kraft ist um ein Vielfaches größer als die Widerstandskraft und damit entscheidend für die Rotation.

Abb. 39: Der Auftrieb

Es gilt : FA = ca · ½ · rho · A · v²

Der Auftriebsbeiwert ca hängt vom verwendeten Profil und vom Anströmwinkel ab.

Die Anströmgeschwindigkeit c ergibt sich für den Auftriebsläufer aus der geometrischen Addition von Windgeschwindigkeit v und Umfangsgeschwindigkeit u.

c² = v² + u²

c ist also für den Auftriebsläufer immer größer als v und für den Widerstandsläufer immer kleiner als v.

Die Anströmgeschwindigkeiten gehen quadratisch in die Luftkräfte ein. Dies ist der Grund, warum Auftriebsläufer wesentlich bessere Wirkungsgrade von bis zu cP,max=0,5 erreichen

In Abbildung 40 ist der gemessene Leistungsbeiwert einer modernen Windturbine aufgezeichnet. Man beachte, dass cP,max bei einer Schnelllaufzahl von 8 erreicht wird. Windräder mit Lambda >2 bezeichnet man als Schnell-Läufer.

37

Abb. 40: Leistungsbeiwert über Lambda

Abb. 41: Windverhältnisse an der Auftriebsmaschine

38

Abb. 42: Auftriebsprinzip

39

Zusammenstellung der Berechnungsformeln

( )

( )

( )

vR

zahlschnellaufAuslegungs

cc

dWidersAuftrieb

Gleitzahl

FFF

tGesamtkraf

dsbeiwertWidersc

cvFF

dskraftWiders

kelAnstellwin

eiwertAuftriebsbc

vvvitchwindigkeAnströmgesv

cvFF

raftAuftriebsk

A

W

A

WA

W

WresW

A

WuWres

AresA

⋅Ω=

≥

==

+=

−

⋅⋅⋅=

−−

+⋅=+=−

⋅⋅⋅=

λ

ε

αε

αρ

α

λ

αρ

60

tan

tan2

tan

1

2

22

2

222

2

40

Kennlinien von auftriebsnutzenden Windrädern cS λ Schubbeiwert

cM λ Momentenbeiwert

cP λ Leistungsbeiwert

Schnell-Läufer λA>3 cs(0)

cM(0) λopt<λA

Langsamläufer λA<3 cs(0)

cM(0) λopt>λA

Abb. 43: Kennlinien

( )

( )

( )

LeistungP v S c

MomentM R S cSchubkraftS S cStaudruck

S R v

D p

D M

D s

D

= ⋅ ⋅

= ⋅ ⋅

= ⋅

= ⋅ ⋅ ⋅

λ

λ

λ

ρπ

22 2

41

4.3. Turbulenzeffekt

Abb. 44: Der Turbulenzeffekt

42

Anlagenkonzepte

5.1. Übersicht Grundsätzlich kann man die Windkraftanlagen in vertikal- und horizontalachsige Anlagen unterscheiden. Größere Bedeutung und mehr Verbreitung haben horizontalachsige Windräder erreicht. Bereits im 12. Jahrhundert waren klassische Windmühlen in Europa verbreitet. Die ersten Windmühlen waren nicht verstellbar, das heißt es konnte nur Wind aus einer Richtung genutzt werden. Die ersten drehbaren Windmühlen wurden von Hand nachgeführt. Erst Mitte des 18. Jahrhunderts wurde das Seitenrad entwickelt, es steht 180° versetzt zum Hauptrotor und dreht den Mühlenkopf in den Wind

Abb. 45: Anlagenkonzepte für Windkraftanlagen

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)

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5.2. Vertikalachsige Windanlagen

Abb. 46: Moderne Vertikalachser

Moderne Windräder mit vertikaler Achse wie der Darrieus Rotor nutzen Auftriebskräfte.

Der Savonius Rotor nutzt sowohl Widerstands- als auch Auftriebskräfte. Er läuft bereits bei geringen Windgeschwindigkeiten an und erreicht Wirkungsgrade von bis zu 23 %. Aufgrund des großen Materialaufwandes und der damit verbundenen Masse, ist dieser Rotor für größere Leistungen nicht geeignet.

Der Darrieus-Rotor benötigt eine Anlaufhilfe. Er erreicht Wirkungsgrade um 37 %, das ist weniger als horizontale Rotoren erreichen können. Für diese Bauform spricht, dass sie auch bei wechselnden Windrichtungen immer optimal arbeitet. Des weiteren können Getriebe und Generator installations- und wartungsfreundlich am Boden untergebracht werden.

Eine Sonderbauform des Darrieus-Rotor ist der H-Rotor. Durch seine robuste Bauweise ist er auch für extreme Windverhältnisse geeignet. Bei dieser Anlage ist der Generator direkt in die Achse und den Rotor integriert, wodurch ein Getriebe entfällt.

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Abb. 47: Windpark mit Darrieus-Anlagen 5.3. Wirkungsgrade von Windkraftanlagen

Abb. 48 : Wirkungsgrade

45

Abb. 49:

Wirkungsgrade von 1, 2 und 3 Blattanlagen

5.4. Die Umwandlung von mechanischer in elektrische Energie

Zur Umwandlung der dem Wind entnommenen Energie in elektrische Energie werden Drehstromgeneratoren verwendet. Dreiphasiger Drehstrom ist dadurch gekennzeichnet, dass der in den drei Phasen fließende Strom jeweils um 120° versetzt ist. Alle heute zur Umwandlung eingesetzten Generatoren sind Drehstromgeneratoren. Auf Grund der verschiedenen Funktionsprinzipien unterscheidet man zwischen Asynchron- und Synchrongeneratoren. Bei diesen Generatoren sind die Drehstromwicklungen im feststehenden Teil der Maschine, dem Stator/Ständer untergebracht. Der bewegliche Rotor/Läufer sitzt auf der Welle im Inneren der Maschine siehe Abb. 3.

Asynchrongeneratoren haben ihren Namen durch die Eigenschaft, dass der Rotor nie mit der Frequenz des Stators umläuft, dieser Effekt wird Schlupf genannt. Der Schlupf berechnet sich aus der synchronen Drehzahl des Stators (Netzdrehzahl) und der Drehzahl des Rotors:

s = (ns - n) / ns

Der Schlupf kann zwischen 1 (bei Stillstand) und 0 (bei idealem Leerlauf) betragen.

Im normalen Betrieb ist s < 0,10.

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Die synchrone Drehzahl ergibt sich aus der Netzfrequenz f und der Polpaarzahl p :

ns = f / p

Bei einer Netzfrequenz von 50 Hz und einer Polpaarzahl von 1 (zwei Pole, ein Paar) ergibt sich eine synchrone Drehzahl von 3000 Umdrehungen pro Minute. Diese Drehzahlen erfordern den Einsatz von Getrieben. Der Rotor einer Asynchronmaschine ist meist als Kurzschluss- oder Käfigläufer ausgeführt, er benötigt keine Stromzuführung, da im Rotor eine Spannung durch das Drehfeld des Stators induziert wird. Voraussetzung für die Induktion ist aber ein Blindstrom im Stator, diese Blindleistung wird im Netzbetrieb zum Teil aus dem Netz bezogen, im Inselbetrieb ist für eine Blindleistungskompensation zu sorgen.

Asynchrongeneratoren werden meist im Netzparallelbetrieb verwendet, dieses "Dänische" Konzept ist weit verbreitet. Wenn genügend Wind vorhanden ist, wird die Anlage an das Netz geschaltet, wodurch die Asynchronmaschine den Rotor zunächst als Motor beschleunigt. Wird die synchrone Drehzahl dann erreicht, geht die Maschine in den Generatorbetrieb über und die Anlage speist Energie in das Netz ein.

Abb. 50: Drehmoment- Drehzahl- Kennlinie

Um Aussagen über das Drehmomentverhalten einer Asynchronmaschine zu machen, müssen die Daten des Kipfpunktes einer Maschine, Kippmoment Mk und Kippschlupf sk gegeben sein. Mit der Kloßschen Formel :

M/Mk=2 / ( s / sk + sk / s )

lässt sich das Drehmoment für jeden Schlupf bestimmen.

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Beim Dänischen Konzept ist die Rotorbetriebsdrehzahl fast konstant. Wenn auch andere Windgeschwindigkeiten besser genutzt werden sollen, gibt es die Möglichkeit, einen zweiten Generator anzuschließen, auf den bei Bedarf umgeschaltet werden kann. Eine andere Variante ist die Nutzung von polumschaltbaren Generatoren, wodurch ebenfalls die Nenndrehzahl verändert werden kann.

Abb. 51: Blockschaltbild des Dänischen Konzeptes

Durch den Schlupf ist eine "weiche" Energieübertragung gegeben, das heißt bei plötzlichen Windstößen kann die Rotordrehzahl durch die Veränderung des Schlupfes variieren wobei der Kippschlupf natürlich nicht überschritten werden darf. Durch dieses Verhalten wird das Material geschont.

Synchrongeneratoren haben einen Rotor, welcher selbst ein Magnetfeld besitzt. Es wird entweder durch Dauermagneten (permanenterregt) oder durch einen Gleichstrom, der über Schleifringe eingeprägt wird, erzeugt.

Abb. 52: Schnitt durch einen Synchrongenerator [Qua98]

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Die Drehung des Rotors erzeugt im Stator eine Wechselspannung, deren Höhe und Frequenz von der Drehzahl abhängt. Meist wird zwischen Generator und Netz ein Umrichter mit Gleichstromzwischenkreis geschaltet. Dies ermöglicht den drehzahlvariablen Betrieb. Wird der Synchrongenerator direkt an das Netz gekoppelt, wird die Drehzahl durch die Netzfrequenz fest vorgegeben. Bei der direkten Netzkopplung ist eine Netzsynchronisierung durchzuführen, das heißt, Spannung, Frequenz und Phasenlage des Generators müssen mit den Netz in Einklang gebracht werden.

Synchrongeneratoren können auch mit großer Polpaarzahl gebaut werden, was die direkte Kopplung von Generator und Windrad ermöglicht. Auf diese Weise lassen sich Reibungsverluste im Getriebe vermeiden, die Herstellung des Generators wird aber aufwendiger.

Abb. 53: Blockschaltbild [Qua98]

5.5. Betriebsführung

Wie in den vorangegangenen Kapiteln erklärt, steigt die im Wind enthaltene Leistung mit der dritten Potenz der Geschwindigkeit. Daraus ergibt sich die Notwendigkeit einer Leistungsbegrenzung des Rotors, um dem Generator nicht zu überlasten. Des weiteren muss auch für eine sichere Abbremsung des Rotors bei Sturm gesorgt werden. Ein anderes Problem ist das Drehen des Rotors in den Wind. Bei der Windnachführung ist zwischen Luv- ( Rotor vor dem Turm ) und Lee- ( Rotor hinter dem Turm )-Läufern zu unterscheiden. Lee-Läufer können den wechselnden Windrichtungen selbst folgen. Diese passive Nachführung ist meist kleineren Anlagen vorbehalten. Große Lee-Läufer (z.B. der Growian) müssen aktiv nachgeführt werden, das heißt, die Windrichtung wirdmesstechnisch erfasst und der Rotor mit Hilfsantrieben in den Wind gedreht. Für kleine Luv-Läufer gibt es Windfahnen oder Seitenräder, welche im Lee angebracht sind und bei Queranströmung den Rotor drehen. Weiter verbreitet und bei großen Anlagen üblich sind die oben beschriebenen aktiven Windnachführungen.

Die Leistungsaufnahme des Rotors muss auf die Nennleistung des Generators begrenzt werden. Hierzu werden die Stall- oder die Pitchregelung angewendet. Die Stallregelung setzt eine gleichbleibende Drehzahl des Rotors, wie sie zum Beispiel

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bei dänischen Anlagen gegeben ist, voraus. Steigt bei konstanter Drehzahl die Windgeschwindigkeit, so verändert sich die Anströmrichtung am Profil.

Abb. 54: Stall Effekt [Qua98]

Die Folge der geänderten Anströmrichtung ist eine Verringerung des Auftriebs und damit eine verringerte Leistungsausbeute. Bei welcher Windgeschwindigkeit die Strömung abreißt, hängt vom Einbauwinkel ab und ist nicht zu beeinflussen. Die Rotorblätter müssen so installiert werden, dass der Abriss bei der gewünschten Leistung auftritt.

Bei der Pitchregelung sind die Rotorblätter drehbar an der Nabe befestigt, sodass der Anströmwinkel aktiv beeinflusst werden kann.

Abb. 55: Strömung bei Pitchverstellung [Qua98]

Bei stärkerem Wind wird das Profil mit der Nase in den Wind gedreht, so dass die Strömung glatt über das Blatt fließt und der Auftrieb dadurch ebenfalls kleiner wird. Die Verstellbarkeit der Profile wird auch beim Anlaufen genutzt, um die Strömungsverhältnisse bei niedriger Drehzahl zu optimieren. Pitch geregelte Anlagen müssen die Blattverstellung sehr schnell realisieren, um Leistungs- und Drehzahlschwankungen in Grenzen zu halten. Diese Anlagen sind meist nicht direkt netzgekoppelt, sondern häufiger drehzahlvariabel und mit Wechselrichtern an das Netz angeschlossen.

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Abb. 56: Leistungskurve bei Pitchverstellung [Qua98]

In Abb. 56 sieht man die Leistungskurve einer pitchgeregelten Windkraftanlage mit einer Nennleistung von 500 kW bei 13 m/s. Der Leistungsbeiwert cp sinkt beim einsetzen der Blattwinkelverstellung stark ab. Bei einer Windgeschwindigkeit von 25 m/s wird die Anlage abgeschaltet. In abgeschalteten Zustand können die Rotorblätter bei Pitchanlagen in Fahnenstellung gebracht werden, was die gesamte Anlage, insbesondere den Turm entlastet. Bei Stallanlagen bieten die Rotorblätter in ruhendem Zustand immer noch erhebliche Angriffsflächen für den Wind. Heutige Windkraftanlagen haben zwei voneinander unabhängige Bremsen, es gibt aerodynamische und mechanische Bremsen. Mechanische Bremsen sind meist Scheibenbremsen direkt auf der Welle, aerodynamische Bremsen finden sich zum Beispiel an Stallanlagen in Form von verdrehbaren Blattspitzen oder ausfahrbaren Klappen. Bei Pitchanlagen kann das ganze Rotorblatt quer gestellt werden, was auch den Stillstand zur Folge hat.

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5.6. Energiewandlung in Inselnetzen 5.6.1. Asynchrongenerator Für die Realisierung von Inselnetzversorgungen sind die in Windkraftanlagen erzeugten Energien üblicherweise in Gleichstrom umzuformen um sie in Batterien zu speichern. AG

Direkte Lastversorgung Blindleistungskondensatoren

1 2 3 AG

Asynchronmaschinengeführter Gleichrichter zur Blindleistungssteuerung 1 - Gleichrichter 2 - Steller 3 - Batterie

1 2 3 4 AG

Selbstgeführter Gleichrichter 1 - Gleichrichter 2- Löscheinrichtung 3 - Steller 4 - Batterie

1 2 AG

Pulswechselrichter 1 - Wechselrichter 2 - Batterie

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5.6.2. Synchrongenerator SG 1

Direkte Lastversorgung 1- Flussregelung

1 2 3 SG 4

Batterielader 1 - Gleichrichter 2 - Steller 3 - Batterie 4 - Flussregelung

1 2 SG 3 4

Pumpenantrieb (Asynchronmotor) 1 - Asynchronpumpenmotor 2 - Pumpe 3 - Flußregelung 4 - Pitchregelung

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Auswahl von Windkraftanlagen

Nach einer Abschätzung des Ertrages von Windkraftanlagen auf der Basis von mittleren Windgeschwindigkeiten ist aus dem Katalog eine Vorauswahl über den Kauf einer WKA erforderlich. Zum Vergleich wird der Preis auf die Nennleistung bezogen (spezifischer Preis). Die folgenden Tabellen verdeutlichen die Verfahrensweise.

1. Zusammenstellung der Marktsituation 2. Die Anlagen werden nach dem spezifischen Preis geordnet. 3. Für die Auswahl der WKA unter Berücksichtigung des Standortes und der

Leistungsbeiwerte der Anlage wird ein Bewertungsfaktor in Form eines theoretischen Preises für eine Kilowattstunde gebildet, damit bei einem Verkauf des erzeugten Stromes sich die WKA innerhalb eines Jahres amortisiert. Je nach Charakter des Standortes (Binnenland, Küste) ergeben sich andere Rangfolgen.

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Übersicht Marktführer Windkraftanlagen

Hersteller Nennleistung Rotordurchmesser Nabenhöhe Preis Preis/kW

(kW) (m) (m) () (/kW) AN Bonus 1000 54 50 828.292,85 828,29 AN Bonus 1000 54 60 858.970,36 858,97 AN Bonus 1000 54 70 899.873,71 899,87 Enercon 200 30 36 229.058,76 1.145,29 Enercon 200 30 50 244.397,52 1.221,99 Enercon 500 40 46 408.010,92 816,02 Enercon 500 40 50 433.575,52 867,15 Enercon 500 40 55 448.914,27 897,83 Enercon 500 40 65 467.832,07 935,66 Enercon 1000 58 70 1.060.930,65 1.060,93 Enercon 1500 66 67 1.536.432,10 1.024,29 Enercon 1500 66 85 1.638.690,48 1.092,46 Enercon 1500 66 98 1.815.086,18 1.210,06 Lagerway 80 18 40 86.919,62 1.086,50 Micon 600 48 60 577.759,83 962,93 Micon 600 48 70 618.663,18 1.031,11 Micon 750 48 50 577.759,83 770,35 Micon 750 48 60 603.324,42 804,43 Micon 750 48 70 639.114,85 852,15 Micon 1500 64 68 1.201.535,92 801,02 Micon 1500 64 80 1.252.665,11 835,11 Nordex 250 29,7 50 219.855,51 879,42 Nordex G 250 29,7 41 219.855,51 879,42 Nordex G 250 29,7 50 237.750,72 951,00 Nordex 250 29,7 41 204.516,75 818,07 Nordex 600 43 50 494.930,54 824,88 Nordex 600 43 60 511.291,88 852,15 Nordex G 600 43 78 572.646,91 954,41 Nordex 1000 54 60 884.534,95 884,53 Nordex 1000 54 70 894.760,79 894,76 Nordex 1300 60 60 1.063.487,11 818,07 Nordex 1300 60 65 1.078.825,87 829,87 Nordex 1300 60 69 1.089.051,71 837,73 Nordex 1300 60 85 1.150.406,73 884,93 Südwind 750 46 60 593.098,58 790,80 Südwind 750 46 74 623.776,10 831,70 Tacke 600 46 60 557.308,15 928,85 Tacke 600 46 70 590.542,12 984,24 Tacke 600 46 76,9 610.993,80 1.018,32

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Rang-ordnung (Preis/kW)

Nr. /kW Hersteller Nennleistung

Rortor-durchmesser

Naben- höhe Preis Preis/kW

(kW) (m) (m) () (/kW) 1 Micon 750 48 50 577.759,83 770,35 2 Südwind 750 46 60 593.098,58 790,80 3 Micon 1500 64 68 1.201.535,92 801,02 4 Micon 750 48 60 603.324,42 804,43 5 Enercon 500 40 46 408.010,92 816,02 6 Nordex 250 29,7 41 204.516,75 818,07 7 Nordex 1300 60 60 1.063.487,11 818,07 8 Nordex 600 43 50 494.930,54 824,88 9 AN Bonus 1000 54 50 828.292,85 828,29 10 Nordex 1300 60 65 1.078.825,87 829,87 11 Südwind 750 46 74 623.776,10 831,70 12 Micon 1500 64 80 1.252.665,11 835,11 13 Nordex 1300 60 69 1.089.051,71 837,73 14 Nordex 600 43 60 511.291,88 852,15 15 Micon 750 48 70 639.114,85 852,15 16 AN Bonus 1000 54 60 858.970,36 858,97 17 Enercon 500 40 50 433.575,52 867,15 18 Nordex 250 29,7 50 219.855,51 879,42 19 Nordex G 250 29,7 41 219.855,51 879,42 20 Nordex 1000 54 60 884.534,95 884,53 21 Nordex 1300 60 85 1.150.406,73 884,93 22 Nordex 1000 54 70 894.760,79 894,76 23 Enercon 500 40 55 448.914,27 897,83 24 AN Bonus 1000 54 70 899.873,71 899,87 25 Tacke 600 46 60 557.308,15 928,85 26 Enercon 500 40 65 467.832,07 935,66 27 Nordex G 250 29,7 50 237.750,72 951,00 28 Nordex G 600 43 78 572.646,91 954,41 29 Micon 600 48 60 577.759,83 962,93 30 Tacke 600 46 70 590.542,12 984,24 31 Tacke 600 46 76,9 610.993,80 1.018,32 32 Enercon 1500 66 67 1.536.432,10 1.024,29 33 Micon 600 48 70 618.663,18 1.031,11 34 Enercon 1000 58 70 1.060.930,65 1.060,93 35 Lagerway 80 18 40 86.919,62 1.086,50 36 Enercon 1500 66 85 1.638.690,48 1.092,46 37 Enercon 200 30 36 229.058,76 1.145,29 38 Enercon 1500 66 98 1.815.086,18 1.210,06 39 Enercon 200 30 50 244.397,52 1.221,99

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Rangordnung (Kaufpreis/Ertrag für Küstenstandort A) A:vm=5,5m/s in 10m, Luftdichte 1,225 kg/m3, Rauhigkeitslänge 0,05m, Rayleigh-Verteilung k=2 rel. Kaufp. Standort A Nr. Nr Hersteller Nennl Rotord Nabenh Preis Preis/kW

(/kWh/a) /kW

Kaufpr. A (kW) (m) (m) () (/kW)

0,2689 19 1 Nordex G 250 29,7 41 219.855,51 879,42 0,2773 27 2 Nordex G 250 29,7 50 237.750,72 951,00 0,2776 2 3 Südwind 750 46 60 593.098,58 790,80 0,2778 5 4 Enercon 500 40 46 408.010,92 816,02 0,2779 11 5 Südwind 750 46 74 623.776,10 831,70 0,2841 4 6 Micon 750 48 60 603.324,42 804,43 0,2847 14 7 Nordex 600 43 60 511.291,88 852,15 0,2850 1 8 Micon 750 48 50 577.759,83 770,35 0,2882 8 9 Nordex 600 43 50 494.930,54 824,88 0,2895 17 10 Enercon 500 40 50 433.575,52 867,15 0,2902 15 11 Micon 750 48 70 639.114,85 852,15 0,2907 6 12 Nordex 250 29,7 41 204.516,75 818,07 0,2930 23 13 Enercon 500 40 55 448.914,27 897,83 0,2936 3 14 Micon 1500 64 68 1.201.535,92 801,02 0,2938 26 15 Enercon 500 40 65 467.832,07 935,66 0,2938 12 16 Micon 1500 64 80 1.252.665,11 835,11 0,2946 28 17 Nordex G 600 43 78 572.646,91 954,41 0,2997 16 18 AN Bonus 1000 54 60 858.970,36 858,97 0,3007 13 19 Nordex 1300 60 69 1.089.051,71 837,73 0,3016 18 20 Nordex 250 29,7 50 219.855,51 879,42 0,3023 10 21 Nordex 1300 60 65 1.078.825,87 829,87 0,3025 9 22 AN Bonus 1000 54 50 828.292,85 828,29 0,3028 24 23 AN Bonus 1000 54 70 899.873,71 899,87 0,3030 21 24 Nordex 1300 60 85 1.150.406,73 884,93 0,3040 7 25 Nordex 1300 60 60 1.063.487,11 818,07 0,3069 25 26 Tacke 600 46 60 557.308,15 928,85 0,3091 29 27 Micon 600 48 60 577.759,83 962,93 0,3100 22 28 Nordex 1000 54 70 894.760,79 894,76 0,3142 30 29 Tacke 600 46 70 590.542,12 984,24 0,3186 31 30 Tacke 600 46 76,9 610.993,80 1.018,32 0,3186 20 31 Nordex 1000 54 60 884.534,95 884,53 0,3193 33 32 Micon 600 48 70 618.663,18 1.031,11 0,3230 34 33 Enercon 1000 58 70 1.060.930,65 1.060,93 0,3372 39 34 Enercon 200 30 50 244.397,52 1.221,99 0,3416 37 35 Enercon 200 30 36 229.058,76 1.145,29 0,3472 32 36 Enercon 1500 66 67 1.536.432,10 1.024,29 0,3506 36 37 Enercon 1500 66 85 1.638.690,48 1.092,46 0,3773 38 38 Enercon 1500 66 98 1.815.086,18 1.210,06 0,4401 35 39 Lagerway 80 18 40 86.919,62 1.086,50

57

Rangordnung Relativer Kaufpreis (Kaufpreis/Ertrag für Binnenstandort EEG) A:vm=5,5m/s in 30m, Luftdichte 1,225 kg/m3, Rauhigkeitslänge 0,1m, Rayleigh-Verteilung k=2 Kaufpreis /kW Kaufpr. Kaufpr. EEG A EEG Hersteller Nennleistung Rotord. Höhe Preis Preis/kW (/kWh/a) Nr. Nr Nr. (kW) (m) (m) () (/kW) 0,3795 19 1 1 Nordex G 250 29,7 41 219.855,51 879,42 0,3844 27 2 2 Nordex G 250 29,7 50 237.750,72 951,00 0,3941 11 5 3 Südwind 750 46 74 623.776,10 831,70 0,4027 2 3 4 Südwind 750 46 60 593.098,58 790,80 0,4062 5 4 5 Enercon 500 40 46 408.010,92 816,02 0,4080 14 7 6 Nordex 600 43 60 511.291,88 852,15 0,4088 4 6 7 Micon 750 48 60 603.324,42 804,43 0,4103 6 12 8 Nordex 250 29,7 41 204.516,75 818,07 0,4105 28 17 9 Nordex G 600 43 78 572.646,91 954,41 0,4106 15 11 10 Micon 750 48 70 639.114,85 852,15 0,4139 26 15 11 Enercon 500 40 65 467.832,07 935,66 0,4181 18 20 12 Nordex 250 29,7 50 219.855,51 879,42 0,4186 1 8 13 Micon 750 48 50 577.759,83 770,35 0,4195 17 10 14 Enercon 500 40 50 433.575,52 867,15 0,4201 23 13 15 Enercon 500 40 55 448.914,27 897,83 0,4215 8 9 16 Nordex 600 43 50 494.930,54 824,88 0,4249 12 16 17 Micon 1500 64 80 1.252.665,11 835,11 0,4250 24 23 18 AN Bonus 1000 54 70 899.873,71 899,87 0,4274 16 18 19 AN Bonus 1000 54 60 858.970,36 858,97 0,4274 21 24 20 Nordex 1300 60 85 1.150.406,73 884,93 0,4275 29 27 21 Micon 600 48 60 577.759,83 962,93 0,4314 25 26 22 Tacke 600 46 60 557.308,15 928,85 0,4328 3 14 23 Micon 1500 64 68 1.201.535,92 801,02 0,4336 13 19 24 Nordex 1300 60 69 1.089.051,71 837,73 0,4349 30 29 25 Tacke 600 46 70 590.542,12 984,24 0,4371 31 30 26 Tacke 600 46 76,9 610.993,80 1.018,32 0,4386 10 21 27 Nordex 1300 60 65 1.078.825,87 829,87 0,4400 9 22 28 AN Bonus 1000 54 50 828.292,85 828,29 0,4449 7 25 29 Nordex 1300 60 60 1.063.487,11 818,07 0,4469 33 32 30 Micon 600 48 70 618.663,18 1.031,11 0,4492 22 28 31 Nordex 1000 54 70 894.760,79 894,76 0,4509 34 33 32 Enercon 1000 58 70 1.060.930,65 1.060,93 0,4696 20 31 33 Nordex 1000 54 60 884.534,95 884,53 0,4741 39 34 34 Enercon 200 30 50 244.397,52 1.221,99 0,4930 36 37 35 Enercon 1500 66 85 1.638.690,48 1.092,46 0,4983 37 35 36 Enercon 200 30 36 229.058,76 1.145,29 0,5010 32 36 37 Enercon 1500 66 67 1.536.432,10 1.024,29 0,5227 38 38 38 Enercon 1500 66 98 1.815.086,18 1.210,06 0,6775 35 39 39 Lagerway 80 18 40 86.919,62 1.086,50

58

Windressourcen 7.1. Globale Ressourcen

Zur Messung der Ressourcen werden moderne Datenerfassungsanlagen eingesetzt. Abb. 57: Moderne Windmesseinrichtung

'

*

59

Abb. 58: Bestandteile einer Windmessstation

Abb. 59: Messhöhen

60

Abb. 60: Windrose

Abb. 61: Windgeschwindigkeiten in der Welt

61

7.2. Windverhältnisse in Europa und Deutschland

Abb. 62: Windgeschwindigkeiten in Europa

Abb. 63: Linien gleicher Windgeschwindigkeit im Nord-Süd-Querschnitt

62

Abb.64: Verteilung der Windgeschwindigkeiten in Deutschland

63

Windkraftnutzung in Deutschland (Stand 31.12.2000) Gesamt: Anlagenzahl: 9.375 Leistung: 6.113 MW Energie: 11,5 Mrd. kWh/a (2,5% d. Strombedarfes) P (MW) Zubau 2000 (MW) W/EW kW/km2

Baden-Württemberg 63,1 31,13 6,06 1,77 Bayern 66,8 17,88 5,53 0,95 Berlin 0,0 0,0 Brandenburg 447,9 85,3 172,91 15,2 Bremen 11,5 0,6 17,22 28,45 Hamburg 25,8 5,4 15,18 34,16 Hessen 211,9 45,26 35,1 10,03 Mecklenburg-Vorpommern 457,0 101,21 254,08 19,72 Niedersachsen 1.747,5 543,25 222,16 36,70 Nordrhein-Westfalen 661,1 240,93 36,78 19,40 Rheinland-Pfalz 255,9 113,96 63,57 12,89 Saarland 12,5 1,2 11,64 4,86 Sachsen 299,7 54,49 66,75 16,28 Sachsen-Anhalt 492,7 188,72 184,23 24,1 Schleswig-Holstein 1.176,3 200,01 425,27 74,59 Thüringen 183,0 35,52 74,31 11,32 Deutschland 6.112,7 1.664,86 75 17

64

Literatur (http://windmesse.de/fachliteratur.html)

Methoden zur Bewertung von Windpotentialflächen als Beitrag zur

Regionalpla

Uwe Seher Preis: 67,99 DM

34,76 Euro Taschenbuch: 145 SeitenErscheinungsjahr: 1997

ISBN: 3897000121 Windenergie und ihre Ausnutzung durch Windmühlen

Albert Betz Preis: 14,81 DM

7,57 Euro Taschenbuch:Erscheinungsjahr: 1994

ISBN: 3922964117 Regenerative Energiequellen

Manfred Kleemann, Michael Meliß Preis: 79,90 DM

40,85 Euro 315 Seiten

Erscheinungsjahr: 8.September 1998

ISBN: 3540550852 Handbuch Windenergie-Technik. Windkraftanlagen in handw. Fertigung

Horst Crome Preis: 58,00 DM

29,65 Euro Hardcover: 206 SeitenErscheinungsjahr: 2000

ISBN: 3922964788 Windkraftanlagen im Netzbetrieb

Siegfried Heier

65

Windkraftanlagen im Netzbetrieb

Siegfried Heier Preis: 72,00 DM


ISBN: 3519161710 Empfehlungen des Bundesamtes für Naturschutz zu

naturschutzverträglichen Windkraftanlagen

Preis: 29,80 DM

15,24 Euro Taschenbuch:Erscheinungsjahr: November 2000

ISBN: 3784338135 Windturbines. Fundamentals, Technologies, Application, Economics

Erich Hau Preis: 350,96 DM

179,44 Euro Hardcover: 624 SeitenErscheinungsjahr: Juli 13, 2000

ISBN: 3540570640 Energiekonflikte. Problemübersicht und empirische Analysen zur

Akzeptanz von Windkraftanlagen. Bericht eines interdisziplinären

Forschungsvorhabens.

Ralf Zoll Preis: 39,80 DM

20,35 Euro Sondereinband: 248 SeitenErscheinungsjahr: 2001

ISBN: 3825854531

66

Das Potential erneuerbarer Energien in der Europäischen Union. Ansätze

zur Mobilisierung erneuerbarer Energien bis zum Jahr 2020

Irm Pontenagel Preis: 84,90 DM

43,41 Euro 204 Seiten

Erscheinungsjahr: Oktober 4, 1995

ISBN: 3540591478 Das große Anwenderbuch der Windgeneratorentechnik

Bo Hanus Preis: 78,00 DM

39,88 Euro Hardcover: 300 SeitenErscheinungsjahr: 1997

ISBN: 3772347126 Nutzung der Windenergie. Ein Informationspaket.

Siegfried Heier Preis: 27,99 DM


ISBN: 3824905205 Wie nutze ich Windenergie in Haus und Garten?

Bo Hanus Preis: 24,80 DM

12,68 Euro Sondereinband: 96 SeitenErscheinungsjahr: 2001

ISBN: 3772379737 Zur Bemessung geschraubter Ringflanschverbindungen von

Windenergieanlagen

Marc Seidel

67

Preis: 97,99 DM50,10 Euro

Taschenbuch: 224 SeitenErscheinungsjahr: Juni 13, 2001ISBN: 3826589114 Sonne, Wasser, Wind...Erneuerbare Energiequellen. Information und

Experimente

Beate Seiler Preis: 34,99 DM


ISBN: 3729602020 Regenerative Energiesysteme. Technologie, Berechnung, Simulation

Volker Quaschning Preis: 79,80 DM


ISBN: 3446213406 Wind Energy Comes of Age (Wiley Series in Sustainable Design)

Paul Gipe Preis: 308,68 DM

157,83 Euro Gebundene Ausgabe: 536 SeitenErscheinungsjahr: März 1995

ISBN: 047110924X

Wind Towers: Detail in Building

Christopher McCarthy, Battle McCarthy Consulting Engineers Preis: 94,98 DM

48,56 Euro Taschenbuch: 96 Seiten

Erscheinungsjahr: 27. Juli 1999

68

ISBN: 0471980870 Wind and Solar Power Systems

Mukund R. Patel Preis: 189,84 DM

97,06 Euro Gebundene Ausgabe: 351 SeitenErscheinungsjahr: März 1999

ISBN: 0849316057 North American Windmill Manufacturers' Trade Literature: A Descriptive

Guide

T. Lindsay Baker Preis: 106,85 DM

54,63 Euro Gebundene Ausgabe: 608 SeitenErscheinungsjahr: Oktober 1998

ISBN: 0806130458 Wind Energy Basics


25,98 Euro Taschenbuch: 170 SeitenErscheinungsjahr: 5. Oktober 1999

ISBN: 1890132071

Looking at Energy: Wind Power

Polly Goodman Preis: 37,34 DM

19,09 Euro Gebundene Ausgabe: 48 SeitenErscheinungsjahr: 17. Mai 2001

ISBN: 0750236191 Reaping the Wind: How Mechanical Wizards, Visionaries & Profiteers

Helped Shape Our Energy Future

69

Reaping the Wind: How Mechanical Wizards, Visionaries & Profiteers

Helped Shape Our Energy Future

Peter Asmus Preis: 59,25 DM

30,29 Euro Gebundene Ausgabe: 287 SeitenErscheinungsjahr: Dezember 2000

ISBN: 1559637072 Water & Wind Power

Martin Watts Preis: 27,15 DM

13,88 Euro Taschenbuch:Erscheinungsjahr: Februar 2000

ISBN: 0747804184 Wind Power for Home & Business: Renewable Energy for the 1990s and

Beyond (Real Goods Independent Living Book)


42,49 Euro Taschenbuch: 432 SeitenErscheinungsjahr: Mai 1993

ISBN: 0930031644

grundkurs windenergie

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