Windkraftanlage

''Hauptartikel: Geschichte der Windenergienutzung''

 

: ''Hauptartikel: Windenergie''

Die kinetische Energie des Windes steigt mit der dritten Potenz seiner Geschwindigkeit – sie setzt sich zusammen aus der momentanen kinetischen Energie des Windes, die linear mit der Luftdichte (Masse pro Volumeneinheit) und mit der zweiten Potenz der Geschwindigkeit steigt, und einer weiteren Potenzierung durch den bei steigender Luftgeschwindigkeit zunehmenden Volumenstrom in der vom Rotor überstrichenen Querschnittsfläche. Die im Wind enthaltene Energie (E) bei einer Windgeschwindigkeit (v) und Luftdichte ρ, die senkrecht durch die kreisförmige Rotorfläche mit Radius r einer Windkraftanlage mit horizontaler Achse in der Zeit (t) strömt, ist durch folgende Formel gegeben:

Aufgrund des starken Anstiegs der Windenergie bei zunehmender Windgeschwindigkeit sind windreiche Standorte besonders interessant. Bei einer Luftdichte von 1,22 kg/m³, einer Windgeschwindigkeit von 8 m/s (≈ Windstärke 4 Bft) und einem Rotordurchmesser von 100 Meter beträgt die kinetische Energie der innerhalb einer Sekunde durch die Fläche des Rotorkreises strömenden Luft 2,45 Megajoule oder 0,68 kWh.

: ''Hauptartikel: Betzsches Gesetz''

Die Effizienz, mit der die Energie des Windes auf den Rotor übertragen wird, ist für eine Windkraftanlage eine wichtige Kenngröße. Durch die dem Luftstrom entnommene kinetische Energie sinkt die Windgeschwindigkeit am Rotor. Der Wind kann jedoch nicht bis zum Stillstand abgebremst werden, da sonst keine Luft mehr nachströmen könnte. So können theoretisch nur bis zu maximal 59,3  Prozent der im Wind enthaltenen Energie entnommen werden. Dieser Wert wird nach dem Göttinger Physiker, der ihn ermittelte, Betzscher Leistungsbeiwert (cp,Betz) genannt. Bei einer im Wind enthaltenen Leistung (Leistung = Energie/Zeit) von ''P'' = 2,45 MW errechnet sich eine theoretisch nutzbare (maximale) Leistung ''P''_n am Rotor von:

Wie bei allen Maschinen kann auch bei Windkraftanlagen das theoretische Maximum nicht erreicht werden. Moderne Windkraftanlagen kommen auf einen Leistungsbeiwert von [[Datei:windkraft_03.png]]. Der aerodynamische Wirkungsgrad einer Anlage kann über das Verhältnis des Leistungsbeiwertes der Maschine zum Betzschen Leistungsbeiwert ausgedrückt werden und liegt demnach bei etwa 70 bis 85 Prozent je nach Windverhältnissen und Auslegung. Zur Berechnung des Gesamtwirkungsgrades müssen zusätzlich noch die Wirkungsgrade aller mechanischen und elektrischen Maschinenteile berücksichtigt werden.

Der Betzsche Leistungsbeiwert stellt dabei keinen Wirkungsgrad dar. Es gehen nur etwa zwölf Prozent des Windimpulses durch ein ideales, nach Betz extensiv erntendes Einzelwindrad verloren. Die restlichen 29 Prozent, die nicht geerntet werden können, sind darauf zurückzuführen, dass der Wind dem Windrad ausweicht und es verlustfrei umströmt. In Windparks, einer räumlichen Ansammlung vieler Windkraftanlagen, wird dem Rechnung getragen, indem die Auslegungsschnelllaufzahl auch an die Windschattenwirkung der Rotoren untereinander angepasst wird. Die Betzschen 59 Prozent sind dann nicht mehr erreichbar.

Eine weitere wichtige Kennzahl ist die Schnelllaufzahl λ (lambda). Sie gibt das Verhältnis der Umfangsgeschwindigkeit des Rotors (Blattspitzengeschwindigkeit) zur Windgeschwindigkeit an. Dreiblattrotoren, wie sie heute bei großen Anlagen Standard sind, erreichen bei einer Schnelllaufzahl von 6 bis 8 den größten Wirkungsgrad. Daraus resultieren Blattspitzengeschwindigkeiten in der Größenordnung von etwa 250–300 km/h unabhängig vom Rotordurchmesser. Durch den Betriebspunkt mit dem höchsten Leistungsbeiwert und der Auslegungsschnelllaufzahl ergibt sich auch die ''Auslegungswindgeschwindigkeit''.

Die Regelung der Rotordrehzahl erfolgt entweder über den so genannten Stalleffekt (Strömungsabriss) oder über eine Veränderung des Anstellwinkels des Rotorblattprofils (Pitchen; von Englisch ''to pitch'' – neigen). ''Weitere Informationen dazu weiter unten im Abschnitt Drehzahlregelung''.

Moderne Windkraftanlagen zur Stromerzeugung sind aerodynamisch angetriebene Anlagen. Bei ihnen sind die Rotorblätter als aerodynamisches Profil ausgeprägt, das ähnlich wie bei Flugzeugen durch einen Druckunterschied, der aus einem Geschwindigkeitsunterschied zwischen Saug- und Druckseite des Flügels herrührt, einen Auftrieb erzeugt. Dieser Auftrieb wird in ein Drehmoment und in Drehzahl zum Antrieb des Generators umgesetzt.

Nur mit Auftriebsläufern können hohe Wirkungsgrade, die den Werten der ''Betzschen Theorie'' nahe kommen, erreicht werden.

Auch historische Windräder ohne aerodynamisch ausgebildete Flügelprofile zählen – mit einigen Ausnahmen, zu denen die Persische Windmühle gehört – zu den Auftriebsläufern. Beispiele dafür sind die mit Dreiecksegeln betriebenen Mühlen, wie man sie hauptsächlich im Mittelmeerraum beheimatet findet, und die Holländerwindmühle in allen ihren Varianten. Alle letztgenannten Typen zählen außer der persischen Windmühle zu der Kategorie der Rotoren mit horizontaler Drehachse. Es gibt aber auch eine chinesische historische Windmühle, die wie das persische Modell mit vertikaler Rotordrehachse läuft, die im Gegensatz zur persischen Version ein Auftriebsläufer ist. Hier läuft eine Anzahl von Dschunkensegeln, die sich von selbst an die Windrichtung anpassen können, aufrecht stehend um eine gemeinsame Drehachse. Dschunkensegel ähneln in dieser Eigenschaft dem bei uns bekannten Luggersegel. Man nutzte diese Technik, wie angenommen wird, in China zur Bewässerung der Felder.

Bei großen Windkraftanlagen haben sich luvseitige (dem Wind zugewandte) Dreiblatt-Rotoren etabliert. In der Aufbruchszeit, etwa seit Mitte der 1970er-Jahre bis weit in die 1980er-Jahre hinein, wurden auch größere Anlagen mit einem (z. B. Monopteros) oder zwei Rotorblättern gebaut. Diese Anlagen haben eine noch höhere Schnelllaufzahl (bis zu 15). Anlagen mit mehr als drei Rotorblättern wurden nur in sehr kleinen Bauformen entwickelt.  

Dreiblatt-Rotoren sind schwingungstechnisch einfacher beherrschbar als Ein-, Zwei- oder Vierblatt-Rotoren. Wenn ein Rotorblatt vor dem Turm durchläuft, nimmt es durch den Luftstau vor dem Turm (luvseitiger Windschatten) für einen Moment deutlich weniger Energie auf, weshalb die Rotorachse ungleich belastet wird. Ein linear gegenüberliegendes Blatt würde diese Kippkraft noch verstärken und erhöhte Anforderungen an Mechanik und Material stellen. Hinzu kommt, dass die Windgeschwindigkeit mit zunehmender Höhe steigt, so dass ein Rotorblatt in der oberen Position ohnehin mehr Kraft aufnimmt. Bei den heute üblichen Rotordurchmessern ist dieser Effekt mittlerweile sehr ausgeprägt und wird bei der Auslegung berücksichtigt.  

[[Datei:Wind turbine in Rebielice Krolewskie.jpg|miniatur|Windkraftanlage in Rebielice Krolewskie (Polen)]]

Parallel zu den Auftriebsläufern gibt es schon wesentlich länger die so genannten Widerstandsläufer. Bei diesen wird die Luftwiderstandskraft zum Antrieb genutzt, der ein umströmter Körper ausgesetzt ist. Die Kraft wirkt in Richtung der Anströmung und nicht senkrecht zur Anströmung wie die bei Auftriebsläufern genutzte Auftriebskraft. Ein Beispiel für einen Widerstandsläufer ist das zur Windmessung verwendete Schalenkreuzanemometer oder die vom Deutschen Museum als Horizontalwindmühle bezeichnete Persische Windmühle.

Widerstandsläufer haben einen niedrigeren Wirkungsgrad. Sie können theoretisch Leistungsbeiwerte bis cp = 0,2, also etwa ein Drittel des Betzschen Leistungsbeiwertes für Auftriebsläufer erreichen.

Ihre Nennleistung, manchmal auch als installierte Leistung bezeichnet, gibt eine Windkraftanlage bei der ''Nennwindgeschwindigkeit'' ab. Sie ist immer größer als die Auslegungswindgeschwindigkeit und liegt meist zwischen 12 und 16 m/s (Windstärke 6 bis 7 Bft). Oberhalb der Nennwindgeschwindigkeit wird die Leistung der Anlage konstant gehalten, da sonst die Belastungen auf alle Anlagenkomponenten zu Überlastungen führen würden. Bei sehr großen Windgeschwindigkeiten (Sturm) wird die Anlage abgeschaltet, um Schäden zu vermeiden (Details siehe unten im Abschnitt: Regelung und Betriebsführung).

Da der Wind keine konstante Größe ist, kann aus der Nennleistung nicht ohne weiteres auf den zu erwartenden Jahresertrag, also die von der Windkraftanlage in das Stromnetz eingespeiste Strommenge, geschlossen werden. Hierzu müssen die lokalen Gegebenheiten des Windes, also Windstärke und Häufigkeitsverteilung, und die Eigenschaften der Anlage bekannt sein. Mit Hilfe eines Windgutachtens können die lokalen Windeigenschaften, einschließlich der zu erwartenden Unsicherheiten, routinemäßig ermittelt werden. Für eine überschlägige Abschätzung der erzeugten elektrischen Energie genügt es, die installierte Leistung mit der Anzahl der sogenannten Volllaststunden zu multiplizieren. Bei Anlagen im Binnenland werden 2000 Volllaststunden als realistisch angesehen, bei Anlagen in Küstennähe rund 2500 Stunden, und für zukünftige Offshore-Anlagen werden 3800 Volllaststunden angegeben. Die Anzahl der ''Volllaststunden'' ergibt sich aus dem Quotienten der voraussichtlichen tatsächlichen Jahresstrommenge und der installierten Leistung.  

Einrichtungen, die den Wind von einer größeren Fläche auf die Rotorfläche bündeln, so genannte Windkonzentratoren, haben in den modernen Megawatt-Windkraftanlagen aus wirtschaftlichen Gründen keinen Eingang gefunden. Es gibt sie allerdings bei einigen Kleinwindanlagen und als Forschungsanlagen. Eine gängige Form der Windkonzentration ist jedoch durch die günstige Wahl des Standortes möglich. So erreicht der Wind an Berghängen (Aufwind) oder in bestimmten Talformen höhere Geschwindigkeiten als in der Umgebung, er kann daher in diesen natürlichen Windkonzentratoren besser genutzt werden.

Zur Stromerzeugung haben sich heute Windkraftanlagen mit horizontaler Rotationsachse durchgesetzt. Daneben existieren noch andere Bauformen mit vertikaler Rotationsachse, die je nach den vorherrschenden Standortbedingungen eine gute oder sogar bessere Alternative zu Anlagen mit horizontaler Rotordrehachse sein können. Sie werden im übernächsten Absatz kurz beschrieben. Die dort meist der Vollständigkeit halber auch aufgeführte Bauform des Flettner-Rotors in der Version mit vertikaler Rotationsachse hat in Anlagen, in denen die im Wind enthaltene Energie primär in Rotationskraft umgewandelt wird, heute noch keine Bedeutung, könnte jedoch rein technisch wegen seiner extrem hohen Auftriebsbeiwerte für eine Nutzung als Auftriebselement (Flügel) auf einer Kreisbahnlagerung in Frage kommen.

Windkraftanlagen mit horizontaler Rotorachse müssen der Windrichtung nachgeführt werden. Die Gondel ist mit einem so genannten Azimutlager horizontal drehbar auf dem Turm angebracht. Die Windrichtung wird bei großen Anlagen über die Windrichtungsgeber ermittelt. Die Ausrichtung des Rotors in den Wind erfolgt dann mittels Stellmotoren.

Es wird danach unterschieden, ob sich der Rotor auf der dem Wind zugewandten Seite (Luvläufer) oder auf der dem Wind abgewandten Seite (Leeläufer) des Turmes befindet. Ein Vorteil von Leeläufern ist, dass (bei kleinen Anlagen) auf einen Windnachführungsmechanismus verzichtet werden kann. Der Wind dreht den Rotor automatisch in die richtige Richtung und sorgt für eine so genannte ''passive Windnachführung''.

Leeläufer haben den weiteren Vorteil, dass die Gefahr einer Rotorblatt-Berührung mit dem Turm deutlich geringer ist, jedoch konnten sie sich bei großen Anlagen nicht durchsetzen, da es zu Unstetigkeiten in der Rotordrehzahl, zu mechanischen Schwingungs-Erscheinungen und zu elektrischen Schwankungen kommt (Oberwellen), wenn ein Rotorblatt den Windschatten des Turmes durchquert und dabei kurz das Antriebsdrehmoment schwankt.

Windkraftanlagen mit vertikaler Rotationsachse gibt es unter anderem als Savonius-Rotor oder Darrieus-Rotor.

Ein Beispiel für eine Windkraftanlage des klassischen Darrieus-Rotors, der von dem Franzosen Georges Darrieus erfunden wurde, ist die 1988 erbaute 110 Meter hohe Anlage Éole in Le Nordais, Cap-Chat in Canada mit vier Megawatt Nennleistung.  

Beispiele für den H-Darrieus-Rotortyp waren vier Anlagen der Firma Heidelberg Motors mit je einem Megawatt Leistung am Kaiser-Wilhelm-Koog neben der Elbmündung in Brunsbüttel. Letztere mussten zurückgebaut werden, weil ihr damals noch nicht ausgereifter getriebeloser Ringgenerator wegen des Lärmes nachts abgeschaltet werden musste. Das minderte den Ertrag und damit die Wirtschaftlichkeit der Anlagen.

Beim klassischen Savonius-Rotor des finnischen Erfinders Sigurd Savonius wurden in jüngerer Zeit Weiterentwicklungen bekannt, die einige weitere Verbesserungen und Vorteile erbrachten und zudem einstige Nachteile aufheben konnten.

Ein Beispiel für alte Windmühlen des Typs mit vertikaler Rotordrehachse ist die Persische Windmühle und die chinesische Windmühle, letztere auffindbar im Artikel Windmühle.

Eine Variante des H-Darrieus-Rotors benutzt nur einen angeströmten Flügel (mit entsprechendem Kontergewicht), der bei offener durchströmter Anordnung seiner Flügelkomponenten auch bei extremen Anstellwinkeln zur Strömung bedeutend mehr Drehkraft erzeugen kann als bisher übliche geschlossene, symmetrisch aerodynamische Profile. Ein Prototyp mit getriebelosem Generator und 2,4 Meter Rotordurchmesser steht in Gáldar in der Provinz Las Palmas auf der Kanarischen Insel Gran Canaria. Er läuft bei zugeschaltetem, kurzgeschlossenem, also bremsendem Generator ab einer Windgeschwindigkeit von etwa 3 Metern pro Sekunde ohne Anfahrhilfe an. Der Wirkungsgrad ist im theoretischen Rahmen der Leistungsfähigkeit eines Rotors mit vertikaler Drehachse deutlich höher als in der Version mit umschlossenen, symmetrischen Flügelprofilen. Die Anzahl der Flügel ist dabei frei wählbar. Das dazugehörige Patent ist lizenzfrei nutzbar.

Die konstruktiven Vorgaben sind durch die Möglichkeit, Anlagen mit vertikaler Rotordrehachse auf einer Kreisbahnlagerung am Boden auf breiter Fläche zu lagern insofern stark erweitert, als damit Größenabmessungen realisierbar sind, die für Anlagen mit horizontaler Rotordrehachse heutzutage technisch unmöglich erscheinen. Dies wurde bereits als Konzept mit aerodynamischen Flügelprofilen genau so wie bei einem Darrieus-Rotor, den man mit zur Strömung nachgeführten Flügeln konzipiert, in England und Amerika als Patentanmeldung eingereicht (siehe im Artikel Kreisbahnlagerung).  

Insbesondere für Anwendungen an Land gilt, dass eine Turbine mit vertikaler Rotationsachse wegen der dort gut aufgefangenen Lastverteilung durch Zweipunktlagerung vorteilhaft in Systeme integriert werden kann, die die Möglichkeit einer vorherigen Konzentration der Strömungsenergie durch speziell dafür entworfene feststehende Einleitflächen ähnlich einer Mantelturbine nutzt. Ein Beispiel hierzu ist der TMA-Rotor, der im Artikel Savonius-Rotor im Abschnitt Entwicklung beschrieben wird. Bei diesem Konzept kann man bei gleicher Leistung eine nur etwa halb so große Turbine wählen, was sich bei entsprechend stabiler Konstruktion sehr vorteilhaft auf die Herstellungskosten und auch auf die Lebensdauer einer Anlage auswirken kann. Der Strömungsdurchsatz der Turbine wird zudem nicht behindert, das Maschinenhaus befindet sich hier unten am Boden. Es ist bei Rotoren mit vertikaler Drehachse auch vorstellbar, verstärkte Strömungen beispielsweise hinter baulichen Hindernissen, in Bergschluchten, in Tunneln und in Hanglagen zu nutzen. Dort kommt in besonderem Maße die gute Turbulenzverträglichkeit aller Anlagen mit vertikalen Rotationsachsen zum Tragen. Auch mag es eine interessante Herausforderung für Architekten sein, einem Bauentwurf ein besonders strömungsverstärkendes Profil zu geben, das durch solche Turbinen dann zur Energieerzeugung genutzt werden kann.

Es gibt allerdings Überlegungen, die Anstellung der Flügel durch eine elektrische oder mechanische Verstellung (ähnlich Taumelscheibe beim Hubschrauber) während der Umdrehung anzupassen. Damit würden die beschriebenen Nachteile teilweise kompensiert.

Eine Windkraftanlage besteht im Wesentlichen aus einem Rotor mit Nabe und Rotorblättern sowie einer Maschinengondel, die den Generator und häufig ein Getriebe beherbergt. Es gibt auch Anlagen ohne Getriebe. Die Gondel ist drehbar auf einem Turm gelagert, dessen Fundament die notwendige Standsicherheit gibt. Dazu kommen die Überwachungs-, Regel- und Steuerungssysteme sowie die Netzanschlusstechnik in der Maschinengondel und im Fuß oder außerhalb des Turmes.

Die Rotorblätter sind elementarer und prägender Bestandteil einer Windkraftanlage. Mit ihnen wird die Windenergie aus der Luft entnommen und dem Generator zugeführt. Sie sind für einen Teil der Betriebsgeräusche verantwortlich. Deshalb werden sie nicht nur stets auf einen höheren Wirkungsgrad, sondern auch auf Geräuschminderung hin optimiert. Die Rotordurchmesser bei den heute üblichen Anlagengrößen liegen etwa zwischen 40 und 90 Meter mit Trend zu größeren Durchmessern. Aktueller Spitzenreiter (Januar 2009) ist die Enercon E-126 mit einem Rotordurchmesser von 127 Meter.  

Moderne Rotorblätter bestehen aus glasfaserverstärktem Kunststoff und werden in Halbschalen-[[Sandwichbauweise]] mit Versteifungsholmen oder -stegen im Inneren hergestellt. Auch Kohlenstofffasern haben bereits bei einigen Herstellern Eingang in die Fertigung gefunden. Die Rotorblätter sind mit einem Blitzschutzsystem ausgerüstet, das die Entladung an die Erdung des Maschinenhauses abgibt.

Ein mögliches Phänomen an den Blättern ist Eisbildung. Sie führt zu einer Wirkungsgradminderung, da sie die Form und damit das aerodynamische Profil der Blätter verändert. Auch Unwucht des Rotors ist eine Folge. Herabfallende Eisbrocken stellen eine mögliche Gefährdung unterhalb der Rotorblätter und in der näheren Umgebung dar. Eisabbruch wurde schon mehrfach dokumentiert, jedoch keine Personen- oder Sachschäden, da er wegen der verschlechterten Aerodynamik nur bei geringer Drehzahl oder im Trudelbetrieb nach Eisabschaltung auftritt. Eisbildung tritt jedoch nur selten und nur bei bestimmten Wetterlagen auf. Die Anlagen schalten sich bei Eisansatz automatisch ab, der in der Regel durch eine Änderung der intern aufgezeichneten Leistungskurve (Leistung und Wind passen wegen schlechterer Aerodynamik nicht mehr zusammen) und durch Beobachtung der Temperatur oder Unwucht am Rotor ermittelt wird. Die Rotorblätter einiger Firmen können mit einer Rotorblattheizung ausgerüstet werden. Diese soll Eisansatz an Blättern vermindern beziehungsweise das Abtauen beschleunigen. Die Heizung hat eine Leistung im ein- bis zweistelligen Kilowattbereich pro Rotorblatt, was jedoch wenig ist gegenüber der eingespeisten Leistung (mehrere hundert bis einige tausend Kilowatt). Bei einigen Anlagen wird zur Blattheizung die Abluft aus der Gondel (dem Generatorhaus auf dem Turm) durch die Rotorblätter gepumpt, so dass die Abwärme von Generator und Stromwandler genutzt wird.

Für die Umwandlung mechanischer in elektrische Leistung werden Drehstrom-Asynchron- oder -synchron-Generatoren eingesetzt.

Die Drehzahl des Generators (und damit des Rotors) kann konstant, zweistufig (für niedrige und hohe Windgeschwindigkeit) oder stufenlos anpassbar sein. Es haben sich einerseits verschiedene Varianten von getriebegekoppelten Asynchrongeneratoren sowie andererseits direkt gekuppelte, vielpolige Synchrongeneratoren durchgesetzt.  

Die einfachste Art eines Asynchrongenerators ist ein solcher mit Kurzschlussläufer. Ist er nicht polumschaltbar, kann man ihn direkt am Netz nur mit einer Drehzahl betreiben: bei einer Polpaarzahl von z. B. 2 (d. h. vier Pole) ergibt sich mit der Netzfrequenz von 50 Hertz eine Drehfelddrehzahl von 1500 U/min. Wenn die Läuferdrehzahl (Drehzahl des vom Getriebe übersetzten Rotors) über der Drehfelddrehzahl liegt, dann ist die Asynchronmaschine im Generatormodus, liegt sie darunter, dann arbeitet sie als Motor. Letzteres wird von der Steuerung nicht zugelassen.  

Diese einfachen Varianten mit Asynchrongeneratoren kommen heute in der Regel nicht mehr zum Einsatz, sondern solche, die über einen weiten Drehzahlbereich an die Turbine anpassbar sind und so einen hohen Wirkungsgrad zeigen. Das ist beispielsweise mit doppelt gespeisten Asynchronmaschinen mit Schleifringläufer und läuferseitigem Frequenzumrichter möglich. Der Vorteil ist, dass der Frequenzumrichter nur eine vergleichsweise kleine Leistung liefern muss, es ist jedoch weiterhin ein Getriebe nötig.

Synchrongeneratoren mit Frequenzumrichter erlauben dagegen aufgrund ihrer wesentlich höheren Polpaarzahl von zum 36, dass auf ein Vorschaltgetriebe verzichtet werden kann – sie können mit der Drehzahl des Rotors betrieben werden. Allerdings wird dies mit Nachteilen erkauft: einem vergrößerten Generatordurchmesser (nennleistungsabhängig ungefähr zwischen drei und zwölf Meter, letzterer für Enercon E-112) und einem folglich höheren Generatorgewicht. Auch muss die mit der Drehzahl des Rotors schwankende Frequenz der erzeugten Spannung zunächst in Gleichstrom umgeformt (gleichgerichtet) und dann mit einem netzgeführten Wechselrichter wieder in einen Wechselstrom umgeformt werden, um mit den gewünschten Werten von Spannung, Frequenz und Phasenwinkel ins Netz zu gelangen. Der Umrichter muss die volle Generatorleistung verarbeiten; durch die Entkoppelung von Generator und Einspeisung erreichen diese Anlagen jedoch eine hohe Effizienz und beim heutigen Stand der Leistungselektronik auch eine gute Netzverträglichkeit.

Die Art der Bremse hängt von der Wahl der Rotorblattsteuerung ab. Bei Anlagen mit Stallregelung muss die Bremse in der Lage sein, die gesamte Bewegungsenergie des Rotors und des Generators im Notfall aufzunehmen. Sie muss deshalb sehr leistungsfähig sein. Teilweise wird sie auch als Betriebsbremse eingesetzt, um die Rotordrehzahl bei Windböen innerhalb der Toleranzen zu halten. Hierzu kommen meist große Scheibenbremsen zum Einsatz. Anlagen mit aktiver Stallregelung und Pitchregelung können die Rotorblätter aus dem Wind drehen und aerodynamisch abbremsen. Eine mechanische Bremsanlage fällt dann kleiner aus oder kann sogar ganz entfallen. Alle Anlagen müssen mit zwei voneinander unabhängigen Bremssystemen ausgerüstet sein. Dazu zählen auch unabhängig voneinander verstellbare Rotorblätter.

Zertifizierungsgesellschaften wie z. B. der Germanische Lloyd setzen Vorgaben fest für die Teile des Antriebsstranges in Bezug auf Geräusche, Schwingungsverhalten und Lastprofile. Dies ist von großer Bedeutung, da diese Teile außergewöhnlichen Beanspruchungen unterliegen.  

Die elektrische Ausrüstung lässt sich in den Generator, in das System zur Netzeinspeisung und in das Steuer- und Überwachungssystem für den Anlagenbetrieb unterteilen.  

Bei den älteren, drehzahlstarren Anlagen ist der Generator, teils mit Zwischentransformator zur Spannungsanpassung, direkt an das öffentliche Stromnetz gekoppelt – er läuft mit Netzfrequenz. Bei einem Asynchrongenerator mit Kurzschlussläufer wird eine Vorrichtung zur Blindleistungskompensation parallel zum Generator geschaltet.

Bei modernen drehzahlvariablen Anlagen mit Synchrongenerator (z. B. von Enercon) schwankt der vom Generator erzeugte Wechselstrom in Frequenz und Amplitude (Höhe) ständig. Deshalb wird er mit einem Gleichrichter in Gleichstrom umgewandelt, gefiltert und in einem Wechselrichter in Wechselstrom zurückverwandelt.

Bei beiden Generatorvarianten wird die Spannung zuletzt auf die in den jeweiligen Mittelspannungsnetzen übliche Netznennspannung transformiert. Die Windkraftanlage wird über Messwandler zur Ermittlung der übertragenen Leistungen und Leistungsschalter mit dem öffentlichen Stromnetz verbunden. Anlagen mit einer Spitzenleistung von mehr als 100 kW müssen zur Sicherung der Netzstabilität die Mittelspannungsrichtlinie erfüllen. Nur Kleinstanlagen speisen in regionale Niederspannungsnetze ein.  

Einspeisungen von Windkraftanlagen in das Bahnstromnetz wurden bisher nicht realisiert.

Ein weiterer wichtiger Teil ist die Sensorik zur Anlagensteuerung und -überwachung. Die Windkraftanlagen besitzen eine permanente Überwachung ihrer mechanischen Komponenten, um Veränderungen zu erkennen und Schadensereignissen durch rechtzeitige Maßnahmen vorbeugen zu können (z. B. mittels Schwingungsdiagnose). Die Versicherer von Windkraftanlagen fordern solche Fernüberwachungs- oder auch Condition-Monitoring-Systeme, wenn die Anlagen günstig versichert werden sollen.

Die Anlagen sind an ein Ferndiagnosenetz angeschlossen, das alle Werte und Betriebszustände und eventuelle Störungen an eine Zentrale übermittelt. Diese koordiniert alle Wartungsarbeiten. Die wichtigsten Kenndaten einer Windkraftanlage können in speziellen Internetangeboten den Eigentümern zur Ansicht gestellt werden. Es gibt auch Systeme, die die Eigentümer zusätzlich beim Anfahren, Abschalten oder bei Störungen per SMS informieren.

Der Turm, auf den die bis zu mehreren hundert Tonnen schwere Maschinengondel aufgesetzt wird, ist ein hochbelastetes technisches Bauteil. Er muss unter allen Betriebsbedingungen den Schwingungen der Gondel und den auftretenden Windkräften sicher widerstehen. Die Berechnung der Türme erfolgt für die vorgesehene Lebensdauer der Anlage. Vorhandene Türme können daher nach Ablauf dieser Lebensdauer in der Regel nicht weiter als Träger für modernere Anlagengenerationen genutzt werden und werden beim Abbau der Anlage mit demontiert.  

Die Höhe des Turmes ist ein entscheidender Faktor für den Ertrag einer Windkraftanlage, da in höheren Luftschichten die durch Bodenrauigkeit (Bebauung und Flora) hervorgerufen Turbulenzen wesentlich verringert sind und der Wind somit stärker und gleichmäßiger weht. Während an Küstenstandorten schon relativ kleine Türme ausreichen, stellt man im Binnenland zumeist höhere Türme auf. Die Hersteller bieten verschiedene Turmhöhen und Varianten für die gleiche Anlage an. Beispiele für Turmhöhen in Bezug auf Rotordurchmesser und Nennleistung:

[[Datei:Windenergieanlagen Tarifa2004.jpg|miniatur|Gittermastwindkraftanlage bei Tarifa]]

Stahltürme bestehen meist aus zwei bis vier Segmenten, die mit Flanschverbindungen verschraubt werden. Die Wandstärken betragen 20 bis 40 Millimeter. Auch das Verschweißen von Segmenten auf der Baustelle wurde getestet. Die 100-Meter-Türme wurden danach in einem Stück aufgerichtet und mit dem Fundament verschweißt. Vorteil dieser Variante ist der Wegfall der Schraubflansche. Es handelte sich jedoch noch um Prototypen.

Betontürme können in , auch Ortbeton-Turm genannt, gebaut werden, da der Turm „vor Ort“ gebaut wird und der Beton von einem regionalen Zulieferer kommt. Der Bau von Betontürmen in Fertigteilbauweise ist ebenfalls möglich. Dabei werden vorgefertigte Elemente auf der Baustelle aufeinandergesetzt und mit Stahlseilen, die durch Leerrohre in der Wandung geführt werden, auf Vorspannung gebracht (Spannbeton).

Eine weitere Turmvariante ist der Gittermast.

Für Windkraftanlagen kleiner Leistung ist auch die Verwendung abgespannter Maste möglich [allerdings muß bei ihrem Einsatz darauf geachtet werden, daß die Rotorblätter nicht an die Abspannseile kommen.

Als Alternative zu den bisherigen Turmvarianten wurde ein Sandwichturm im Rahmen der Dissertation von Dipl.-Ing. Christian Keindorf entwickelt. Mit einem Sandwichturm kann die Schalenstabilität und Tragfähigkeit gegenüber der üblichen Stahlbauweise gesteigert werden. Eine Sandwichturmsektion besteht dabei grundsätzlich aus einem stählernen Innen- und Außenrohr, die durch einen dazwischen liegenden Verbundwerkstoff vollflächig ausgesteift werden. Als Verbundwerkstoffe können pumpfähige Elastomere, Epoxidharze und Vergussmörtel zum Einsatz kommen, die vom Turmfuß aufsteigend in den Ringspalt gefüllt werden. Neben der Steifigkeit und Druckfestigkeit der Füllmaterialien ist deren Verbundfestigkeit von essentieller Bedeutung für das Tragverhalten des Sandwichquerschnitts.

Bei kleineren Anlagen (bis ca. 500 kW) wurden zum Teil Türme mit Außenaufstieg, also einer Leiter außen am Turm, verwendet. Dies erlaubte eine schlankere Gestaltung der Türme, da dann das Innere nicht begehbar sein musste. Größere Anlagen werden, mit Ausnahme von Gittermasten, grundsätzlich innerhalb des Turmes bestiegen. Große Türme (über 80 m) haben im Inneren in aller Regel einen Fahrkorb oder Aufzug, der den Aufstieg erleichtert. Daneben gibt es oft auch eine Materialwinde zum Transport von Ersatzteilen.

Die Windkraftanlage muss sicher im Boden verankert werden. An Land wird am häufigsten eine Flachgründung gewählt. Am Anlagenstandort wird auf einer Sauberkeitsschicht eine kreisförmige oder auch eine vier- oder mehreckige Fundamentplatte bewehrt, geschalt und dann mit Beton gegossen. Die Platte befindet sich in der Regel unter einer Erddeckschicht unterhalb der Geländeoberkante. Bei inhomogenen Bodenverhältnissen kann vor dem Fundamentbau ein Bodenaustausch zur Verbesserung der Tragfähigkeit notwendig sein. Stehen in der Gründungsebene nur sehr weiche Böden an, dann werden Pfähle in tragfähigere Schichten gebohrt oder gerammt und deren gekappte Köpfe mit der Fundamentbewehrung verflochten (Pfahlgründung oder Tiefgründung). Da die Pfähle Druck- und Zugkräfte abtragen können, sind Pfahlkopf-Fundamente in der Regel kleiner als Flachgründungs-Fundamente.

Für die Gründung von Offshorebauwerken gibt es verschiedene bewährte Verfahren. So kann die Windkraftanlage auf einen dreibeinigen Fuß (Tripod), auf ein Bucket-Fundament oder auf einen einzelnen Mast (Monopile; ''pile'': englisch für Pfahl, Pfosten) gestellt werden. Ebenfalls ist die Verwendung von Schwerkraft-Fundamenten möglich, bei denen beispielsweise Betongewichte auf dem Seeboden abgelegt werden. Diese sind so schwer und stabil, dass sie die Kräfte, die auf eine Windkraftanlage einwirken, ohne weitere Verankerungen am Seeboden aufnehmen können.

Es gibt Konzepte, eine Windkraftanlage auf Schwimmkörper zu stellen und nur diese über Stahlseile am Meeresboden zu verankern. Eine solche schwimmende Windkraftanlage könnte an besonders windreichen Standorten, in bisher nicht nutzbaren tieferen Gewässern, aufgestellt werden.

Im Windpark Holtriem bei Westerholt gibt es eine Windkraftanlage vom Typ E-66, die mit einer Aussichtsplattform ausgerüstet ist. Über eine Innenwendeltreppe mit 297 Stufen gelangen die Besucher zum verglasten Aussichtsrondell in 65 Meter Höhe unter dem Maschinenhaus. Weitere baugleiche Windkraftanlagen dieser Art stehen bei Aachen, nahe der Messe Hannover, in Österreich und in Großbritannien bei Swaffham (Norfolk).  

Manche Windkraftanlagen dienen auch als Standort für Sendeantennen von Funkdiensten mit kleiner Leistung im Ultrakurzwellen-Bereich wie dem Mobilfunk.

Windkraftanlagen auf dem offenen Meer sind, wie alle Offshore-Installationen, durch die aggressive, salzhaltige Meeresluft stark korrosionsgefährdet. Es werden daher zusätzliche Schutzmaßnahmen ergriffen. Dazu zählt unter anderem die Verwendung meerwasserbeständiger Werkstoffe, Verbesserung des Korrosionsschutzes und die vollständige Kapselung bestimmter Baugruppen.

Da deutsche Windkraftanlagen nicht in der Nähe der Küste, sondern in der Regel in der Ausschließlichen Wirtschaftszone des deutschen Festlandsockels weit draußen in tiefem Wasser geplant werden (''siehe auch'' Seerecht), muss der Zugang zu den Anlagen ermöglicht werden. Einige Konzepte sehen dabei auch Hubschrauberplattformen vor. Auch der Transport der erzeugten elektrischen Energie bis zum Einspeisepunkt an der Küste bedarf besonderer Maßnahmen. Es werden Hochspannungsleitungen als Seekabel verlegt.

Windkraftanlagen können für verschiedene Windklassen zugelassen werden. International ist die Normung der IEC (International Electrotechnical Commission) am geläufigsten. In Deutschland gibt es zudem die Einteilung des Deutschen Institutes für Bautechnik (DIBt) in Windzonen. Die IEC-Windklassen spiegeln die Auslegung der Anlage für windstarke oder windschwache Gebiete wider. Charakteristisch für Windkraftanlagen in höheren Klassen (weniger Wind) sind größere Rotordurchmesser bei gleicher Nennleistung und oft auch ein höherer Turm. Als Bezugswerte werden die durchschnittliche Windgeschwindigkeit in Nabenhöhe und ein Extremwert verwendet, der statistisch nur ein Mal im 10-Minuten-Mittel innerhalb von 50 Jahren auftritt.

Für die Regelung der Anlagen existieren verschiedene Konzepte, die sich zum Teil auch auf die Anlagenkonstruktion und deren Bestandteile auswirken.

Die Windkraftanlagen werden von der Regelelektronik bei ertragsversprechenden Windgeschwindigkeiten (Anlaufwindgeschwindigkeit) angefahren und bei zu großen Windgeschwindigkeiten (Abschaltwindgeschwindigkeit) wieder abgeschaltet. Die Windgeschwindigkeit kann dabei von der Steuerung über das Anemometer ermittelt oder aus der Drehzahl des Rotors und der abgegebenen Leistung abgeleitet werden.

Ist die Windgeschwindigkeit für einen wirtschaftlichen Betrieb zu gering, wird die Anlage in Leerlauf- bzw. Trudelzustand versetzt. Dabei werden die Blätter bei Anlagen mit Pitchregelung in Segelstellung gedreht, Anlagen mit Stallregelung werden aus dem Wind gedreht. Ein Festsetzen des Rotors würde die Lager mehr belasten als der Trudelbetrieb mit leichter Bewegung. Der Generator beziehungsweise der Wechselrichter wird vom Stromnetz getrennt. Die Steuerelektronik und die Stellantriebe für Rotorblattverstellung und Windrichtungsnachführung beziehen dann ihre Energie aus dem Netz. Die Anlagen besitzen auch eine Notstromversorgung, um bei Netzausfall ein sicheres Abschalten (Blätter in Segelstellung drehen oder bremsen) zu gewährleisten.

Ab einer Windgeschwindigkeit von 2–4 m/s (Windstärke 2–3 Bft) schaltet die Steuerung die Windkraftanlage ein, da erst dann nennenswerte Energiemengen in das Stromnetz abgegeben werden können. Im normalen Betrieb wird die Anlage dann entsprechend den konstruktiv festgelegten Drehzahlregelkonzepten (siehe folgende Absätze) betrieben.

Neuere Anlagen besitzen eine ''Sturmregelung''. Diese schaltet die Anlage nicht einfach ab, sondern erlaubt den reduzierten sicheren Betrieb der Anlage bei fast jeder Windgeschwindigkeit, da sie bei Sturm die Rotorblätter so verstellt, dass die Anlage in einem sicheren Betriebszustand verbleibt. Sie sorgt auch für ein „sanfteres“ Ab- und wieder Zuschalten der Anlage, wenn der zu starke Wind ein wenig schwächer wird. Das schont das Spannungsniveau im Stromnetz

Eine Windkraftanlage ist nur dann optimal zu betreiben, wenn die Rotordrehzahl und die Generatordrehzahl auf die augenblicklich herrschende Windgeschwindigkeit abgestimmt sind. Dabei muss auf die Kombination der Regelkonzepte für Rotor (Stall, aktiver Stall oder Pitch) und Generator (drehzahlkonstant, zweistufig oder variabel) Rücksicht genommen werden.

Bei unterschiedlichen Windgeschwindigkeiten wird, je nach Generatortyp, wie folgt geregelt: Bei einem Rotor mit Stallregelung, das eigentlich keine Regelung ist, tritt über der Nenngeschwindigkeit ein Strömungsabriss am Rotorblatt auf, der die Drehzahl begrenzt. Diese "Regelung" wird wegen ihrer Nachteile bei WindKraftAnlagen (WKA) über 500 kW Leistung nicht mehr verwendet. Heute wird eine aktive Regelung (Pitchregelung), eingesetzt, d.h., mittels Stellmotoren der Rotorblattanstellwinkel geändert, in Abhängigkeit zur Windgeschwindigkeit. Wenn WKA mit netzsynchronen Generatoren arbeiten, muss die Rotationsgeschwindigkeit des Rotors trotz verschiedener Windgeschwindigkeiten konstant bleiben, um eine  konstante Frequenz ins Netz einspeisen zu können, mit gesetzlich festgelegten Toleranzen.   

Der Generator bringt ein Gegenmoment zum Rotor auf. Es ist abhängig von der Leistungsabgabe des Generators. Bei mehr Einspeisung ins Netz, bremst er mehr. Bei einer Asynchronmaschine (Mit Getriebe) und zwei fixen Drehzahlen schaltet die Windkraftanlage, je nach Windstärke, zwischen diesen beiden Stufen um.

Dieser Anlagentyp wurde auch als „Dänisches Konzept“ bekannt und war lange Zeit Stand der Technik im Windkraftanlagenbau bis zu einer Nennleistung von etwa 500 Kilowatt. Er besteht aus einem Dreiblattrotor mit nicht verstellbaren Rotorblättern, der sein Drehmoment über ein Stirnradgetriebe an den Generator weiterleitet. Der Generator läuft netzsynchron. Durch die Anwendung der Dahlander-Polumschaltung am Generator können zwei Drehzahlen im Verhältnis 1:2 gefahren werden, um den Teillast- und Volllastbereich abzudecken. Dieser Anlagentyp ist maßgeblich für den schlechten Ruf der Windkraftanlage in Bezug auf die Netzverträglichkeit verantwortlich. Es ist nur in einem Toleranzbereich möglich, die Rotordrehzahl konstant zu halten. Windböen können kurzzeitige Einspeisespitzen verursachen, die zu Spannungsschwankungen, Spannungs- und Stromoberwellen im Stromnetz führen. Dieses Manko konnte erst durch drehzahlvariable Anlagen mit einem Wechselrichter behoben werden. Viele dieser Anlagen verfügen über eine mechanische Betriebsbremse, eine große Scheibenbremse zwischen Getriebe und Generator, die bei Überdrehzahl eingesetzt wird, um den Rotor wieder auf Nenndrehzahl zu bringen. Eine weitere Bremsmöglichkeit ist die so genannte Blattspitzenbremse. Dabei wird das Ende des Rotorblattes durch die Fliehkraft auf einer schneckenförmigen Welle aus dem Blatt herausgezogen und dabei quer zur Anströmung gestellt.

Die Windrichtungsnachführung erfolgt bei modernen Anlagen durch Stellmotoren (auch Azimutantrieb oder Giermotoren genannt). Die Windrichtung wird dabei über Sensoren, so genannte Windrichtungsgeber ermittelt. Um Schwingungen der Anlagen um die Turmachse zu vermeiden, werden die Stellmotoren (meist sind mehrere vorhanden) gegeneinander verspannt oder das gesamte Lager wird mit einer Bremse festgesetzt, wenn es nicht in Bewegung ist. Auch die natürliche Dämpfung von Gleitlagern wird genutzt. Bei Bewegungen um die Hochachse wirken starke Widerstandsmomente auf den Rotor und die übrige Struktur ein. Die Windrichtungsnachführung erfolgt daher langsam und stark gedämpft.

Schon Anfang der 1980er-Jahre wurde bei der deutschen Versuchsanlage ((Growian)) darüber diskutiert, ob vermehrt Vögel an schnell rotierenden Flügeln zu Schaden kommen könnten. Zum Ausmaß dieser Fälle von Vogelschlag gibt es kontroverse Untersuchungen. Nach einer Studie des NABU (Naturschutzbund Deutschland) von 2005 sterben in Deutschland jährlich etwa eintausend Vögel durch Kollision mit einer Windkraftanlage, was ungefähr 0,5 Vögeln pro Anlage und Jahr entspricht. Dem gegenüber stehen etwa fünf bis zehn Millionen getöteter Vögel durch Straßenverkehr und Stromleitungen. Der NABU wertete 127 internationale Studien aus und kam zum Schluss, dass die meisten in Deutschland vorkommenden Vogelarten nicht gefährdet seien. Nur im Hinblick auf den Rotmilan und den Seeadler bestehe eine Problematik.

Es ist bekannt, dass Fledermäuse an Windkraftanlagen verunglücken können. Zunächst wurde dieses Phänomen in den Vereinigten Staaten sowie in Australien beobachtet. Inzwischen laufen auch in Europa eine Reihe von Untersuchungen, die versuchen, Umfang und Hintergründe zu ermitteln. In Deutschland sind bislang 13 Fledermausarten (Stand November 2005) an den Anlagen verunglückt, es fehlen jedoch verlässliche Zählungen. Es häufen sich die Kollisionen während der Zugzeit im August und September. Betroffen sind vor allem Arten, die im freien Luftraum jagen oder über große Strecken ziehen, wie der Große Abendsegler, die Breitflügelfledermaus, der Kleine Abendsegler oder die Zweifarbfledermaus. Einige Standorte, etwa im Wald oder in dessen Nähe, sind besonders schlagträchtig. Auch bestimmte Witterungsbedingungen – Temperatur, Windgeschwindigkeit – begünstigen den Fledermausschlag. Fledermäuse sind in Deutschland nach dem Bundesnaturschutzgesetz „streng geschützte“ Tiere. Um Kollisionen mit Fledermäusen zu vermeiden, können verschiedene Strategien verfolgt werden. Dazu zählen der Verzicht auf besonders gefahrenträchtige Standorte oder auch das Abschalten der Anlagen zu bestimmten Jahreszeiten oder Witterungsbedingungen (Windgeschwindigkeiten). Voraussetzung hierfür ist jedoch, dass die Fledermausaktivität vor Ort und ihre Wechselwirkung mit Windkraftanlagen bekannt ist. Untersuchungen ergaben mittlerweile, dass kein direkter Kontakt zwischen Fledermaus und Windkraftanlage als Todesursache notwendig ist, sondern viele Tiere ein Barotrauma erleiden, das durch Druckunterschiede, vor allem an den Rotorblattenden, ausgelöst wird.

Eine britische Studie legt nahe, dass das helle Grau, mit dem Windkraftanlage üblicherweise gestrichen werden, auf Fluginsekten anziehend wirkt. Forscher an der Loughborough University haben experimentell ermittlet, dass beispielsweise ein violetter Anstrich weniger Insekten anlockt. Insektenfresser wie Vögel oder Fledermäuse würden durch diese Maßnahme weniger Beute vorfinden und damit auch nur noch in verringertem Maßstab angezogen werden, was einem passiven Schutz vor den Rotorblättern gleichkommt

Der überwiegende Anteil heute installierter Windkraftanlagen befindet sich auf landwirtschaftlich genutzten Flächen. Benötigt wird nur die Standfläche der Windkraftanlage und ein Zuweg für die Wartung. Die gemeindliche Entwicklung kann durch eine Windkraftanlage negativ beeinflusst werden, da genehmigte Anlagen Bestandsschutz genießen und die Ausweisung von neuen Gewerbe- und Wohngebieten, die in der Nähe von Windkraftanlagen aufgrund von Abstandsregelungen nicht mehr möglich sind, verhindern können. In Deutschland wird dieses Problem mit einem Flächennutzungsplan und in Österreich mit einem Flächenwidmungsplan angegangen, so dass auch ein „Wildwuchs“ von Einzelanlagen vermieden wird.  

Nach dem von der Agentur für erneuerbare Energien vorgelegten Potenzialatlas 2009 kann die Windenergie an Land auf 0,75 Prozent der Landesfläche ein Fünftel des deutschen Strombedarfs decken.

* Aus Seewind-Anlagen der deutschen Nord- und Ostsee sind, laut der Berechnung der Universität Kassel in 2007, ebenfalls über 50% zu ernten. Würden die derzeit noch bestehenden Probleme bei der Speicherung, welche für einen Ausgleich der Unterschiede in der nötigen Energiebereitstellung bei Spitzenlast und Grundlast unabdingbar ist, gelöst, könnten diese eventuell die inzwischen mehrheitlich abgelehnten 23% AKW-Strom u. 47% Kohlestrom ersetzen (=70%), wobei noch 30% übrig wären, um einige Millionen E-Autos zu laden.

* in der Gruppe, die Windräder in der Nachbarschaft haben, liegt die Zustimmung bei 74 Prozent

[[Datei:WindradKop.jpg|miniatur|Windkraftanlagen vor Kopenhagen]]

Um die erheblich stärkeren Winde auf See nutzen zu können, werden in Deutschland zahlreiche Windparks auf dem offenen Meer, so genannte ''Offshore-Windparks'', geplant. Andere europäische Länder (Dänemark, Schweden, Großbritannien) haben bereits zahlreiche nahe der Küste liegende („Nearshore“) Windparks errichtet. Befürchtet werden beispielsweise Kollisionen mit vom Kurs abgekommenen Schiffen und eine Beeinträchtigung der Meeresökologie (vornehmlich durch Geräuschentwicklung unter Wasser während des Fundamentbaus). Unsicher sind die Auswirkungen von Offshore-Windparks auf Meeressäuger wie Delfine und Schweinswale. Mögliche Naturschutzbedenken werden bei den Standortplanungen der Parks berücksichtigt. Die Verlegung von Kabeln von den Offshore-Windparks zum Land könnte zu Baumaßnahmen im Wattenmeer führen, das fast komplett als Biosphärenreservat und Nationalpark (wichtiges Gesetz hier: Eingriffsregelung) ausgewiesen ist. Die konkreten Auswirkungen auf die Meeresökologie sind noch unklar und derzeit Gegenstand der Forschung.

Nach dem Bundes-Immissionsschutzgesetz darf der Schattenwurf (auch Schlagschatten genannt) durch Windkraftanlagen auf (bestehende) Wohnhäuser jeweils nicht mehr als 30 Stunden pro Jahr und 30 Minuten pro Tag betragen. Diese Grenzwerte gelten unabhängig von Anlagenzahl und -größe. Bei dem Jahresgrenzwert handelt es sich um eine theoretische Größe, die sich unter Annahme von stetigem Wind, Betrieb, Sonnenschein und maximaler Schattenprojektion ergibt. Dies führt zu realen Belastungen von etwa sieben bis acht Stunden im Jahr pro Immissionspunkt, die über Mess- und Steuerungseinrichtungen in den Anlagen eingehalten werden müssen. Insbesondere der flackernde Schatten des drehenden Rotors wird oft als belästigend empfunden. Anlagen, bei denen Gutachten zur Genehmigung eine Überschreitung der Grenzwerte zeigen, werden heute mit einer sonnenstands- und wetterabhängigen Schattenwurfregelung ausgerüstet, die durch die automatische zeitweise Abschaltung der Anlagen für die Einhaltung der Grenzwerte sorgen.

Die auch bei Windkraftanlagen mit mehr als 100 Metern Höhe vorgeschriebene Hindernisbefeuerung dient der Sicherheit des Flugverkehrs. Sie arbeitet bei alten Anlagen mit Leuchtstoffröhren, bei neueren mit Leuchtdioden (LED) oder Blitzlampen. Mit ihrem charakteristischen Blinkmuster können sie – besonders bei größeren Ansammlungen von Anlagen – störend auf Anwohner wirken und sind oftmals Grund für das Scheitern von Genehmigungsverfahren. Neuerdings dürfen die Warnlichter bei guter Sicht gedimmt werden.

Aufgrund der Reflexionen an den Rotorflügeln entstehen Interferenzen (Überlagerungen) der elektromagnetischen Wellen von Rundfunksendern, die lokal zu schwankenden Empfangsfeldstärken, Überreichweiten oder Mehrwegempfang führen können. Die Auswirkungen beschränken sich im Wesentlichen auf den analogen Fernsehempfang bei schlechten Empfangsbedingungen.

Der Schall von Windkraftanlagen ist in der Hauptsache das Windgeräusch der sich im Wind drehenden Rotorblätter. Der A-bewertete Schallleistungspegel wird nach genormten Verfahren durch akustische Messungen bestimmt. Gängige Werte liegen zwischen 98 dB und 109 dB. Diese Werte stellen die rechnerische Konzentration der Schallenergie der Rotorfläche auf einen Punkt in der Rotormitte dar. An keinem Ort an der Windkraftanlage, zum Beispiel auf der Gondel, wird er tatsächlich erreicht. Für die Vorhersage der Schallimmission an weiter entfernten Orten ist diese Vereinfachung vollkommen ausreichend. Die stärkste Wahrnehmbarkeit wird bei 95 Prozent der Nennleistung angenommen, also bei Windgeschwindigkeiten zwischen etwa 10 und 12 m/s in Nabenhöhe. Bei niedrigeren Windgeschwindigkeiten sind die Schallleistungspegel geringer, bei höheren werden sie von natürlichen Windgeräuschen überlagert. Bei einer als Punkt betrachteten Schallquelle nimmt die Lautstärke bei Verdoppelung des Messabstandes jeweils um etwa 6 dB ab. Mit 500 Meter Abstand zum nächsten Wohngebäude ist der Schalleinfluss einer einzelnen Windkraftanlage in jedem Fall unter 45 dB(A), oft wird bereits bei 300 Meter dieser Wert unterschritten.

Besondere Schalleffekte durch Windkraftanlagen, wie etwa Innenraumgeräusche in Wohnungen, konnten bisher nicht durch wissenschaftliche Untersuchungen belegt werden (Infraschall).

Nach dem Bundes-Immissionsschutzgesetz (siehe auch Technische Anleitung Lärm) darf die von einer technischen Anlage verursachte Schallimmission in Deutschland in reinen Wohngebieten nachts einen A-bewerteten Dauerschalldruckpegel von 35 dB nicht überschreiten (allgemeines Wohngebiet 40 dB, Dorf- und Mischgebiet 45 dB, Gewerbegebiet 50 dB, Industriegebiet 70 dB). Für baurechtlich nicht festgesetzte Gebiete (z. B. Einzelgehöft im Außenbereich) werden nach aktueller Rechtsprechung die Werte für Mischgebiete angesetzt. Beim Bauantrag ist im Rahmen des Genehmigungsverfahrens eine rechnerische Vorhersage der erwarteten Schallimmissionen vorzulegen.

Windkraftanlagen in der Nähe von stationären Radargeräten unterliegen zusätzlichen Baubeschränkungen, da diese die Reichweite des Radargerätes verringern. Diese Verringerung wird oft fälschlicherweise mit dem Effekt einer Abschattung begründet. Eine solche Abschattung ist jedoch nur bei einer extremen Dichte des Windparkes möglich. Der Rotor selbst erzeugt wenig Schatten, es wirkt praktisch nur der Mast als Hindernis. Die an dem Mast ebenfalls auftretende Beugung der elektromagnetischen Wellen bewirkt, dass wenige hundert Meter hinter dem Hindernis wieder eine geschlossene Wellenfront gebildet wird.

Durch den sich drehenden Rotor erhält das Radarecho einer Windkraftanlage ein ähnliches Spektrum, wie ein sich in der Standschwebe befindlicher Helikopter und kann durch das Radargerät oft nicht in dem zur Verfügung stehenden Zeitlimit von diesem unterschieden werden: es entsteht ein Falschalarm. Die Falschalarmrate ist in der Radarsignalverarbeitung eine Regelgröße, die die Entdeckungswahrscheinlichkeit umgekehrt proportional beeinflusst und auf diesem Wege die Radarreichweite effektiv verringert. Baugenehmigungen von Windkraftanlagen in der Nähe von stationären Radargeräten der Luftraumüberwachung (Flugsicherung oder Luftverteidigung) werden deshalb in der Regel verwehrt.

In Deutschland sind Windkraftanlagen nach § 35 Abs. 1 Nr. 5 Baugesetzbuch (BauGB) als Vorhaben im Außenbereich „privilegiert“. Durch planungsrechtliche Instrumente (Regionalplanung, Flächennutzungsplanung bzw. Bebauungspläne) können Vorrangflächen festgelegt und damit auch andere Flächen von der Windenergienutzung ausgeschlossen werden. Die Genehmigung erfolgt in der Regel als immissionsschutzrechtliche Genehmigung, die gleichzeitig alle anderen erforderlichen Genehmigungen einbezieht.

In der Praxis wird oft versucht, politisch auf die Genehmigungsbehörden sowohl pro als auch contra Windenergienutzung Einfluss zu nehmen. Dies ist genauso wenig zulässig wie eine übermäßige Standardisierung der Verfahren durch Windenergieerlasse (siehe z. B. Abstandsregelungen im Windenergieerlass Nordrhein-Westfalen.)

Die Windkraftanlagenhersteller (siehe Liste von Windkraftanlagenherstellern) investieren einen relativ hohen Anteil ihrer Umsätze in Forschung und Weiterentwicklung. Das hat mehrere Gründe:  

* die Technologie großer Windkraftanlagen und Offshore-Windkraftanlagen ist relativ neu  

* Seit Anfang des 21. Jahrhunderts findet eine Marktbereinigung statt: Kleinere Hersteller und Komponentenlieferanten wurden aufgekauft oder vom Markt verdrängt  

* viele Hersteller rechnen mit einem weltweit stark wachsenden lukrativen Markt. Sie hoffen, durch Forschungs- und Entwicklungsausgaben Wettbewerbsvorteile erzielen zu können beziehungsweise ihre Stückzahlen (und oder ihren Marktanteil) erhöhen zu können (siehe auch Skaleneffekt)  

* Viele Hersteller sind bestrebt, Vorteile der Serienproduktion zu nutzen.  

* Viele Hersteller wollen auf der so genannten Erfahrungskurve (oft wird auch der allgemeinere Begriff „Lernkurve“ verwendet) schneller vorankommen. Die Erfahrungskurve ist ein empirisch oft beobachtetes, aber nicht gesetzmäßig auftretendes Phänomen.  

Windkraftanlagen konnten um 2005 mit dem damaligen Preis-Leistungsverhältnis noch nicht mit konventionellen Kraftwerken konkurrieren. Da Investitionen in Windkraftanlagen (und andere alternative Energiequellen), in vielen Ländern gefördert wurden bzw. bis heute gefördert werden (siehe auch Windenergie), steigt seit Jahren die jährlich neu installierte Leistung.

Unglücksfälle kommen auch bei Windkraftanlagen vor, doch da sie meist fernab von Siedlungen stehen, kommt es abgesehen von Arbeitsunfällen bei der Montage und Wartung meist nicht zu Personenschäden. Neben Blitzschlägen und defekten Rotorblättern sind Turmberührungen bei extremen Windböen Gründe für Unfälle. Dabei kann eine Anlage umstürzen oder Teile der Rotorblätter verlieren. Die Unfälle an Windkraftanlagen sind spektakulär und relativ selten in Relation zur Zahl der Anlagen. Der besonders hohe Sicherheitsstandard moderner Windkraftanlagen drückt sich sehr anschaulich in der Höhe der Betriebshaftpflichtversicherung aus, die unter anderem Unfälle und Personenschäden abdeckt. Für eine Windkraftanlage mit zwei bis drei Megawatt Nennleistung (entspricht dem Durchschnitt neu installierter Anlagen) beträgt diese nur 70 bis 90 Euro im Jahr.

Im Jahr 2003 gab es sechs Brände, die hauptsächlich durch Funkenflug wegen mangelhaft hergestellter elektrischer Verbindungen entstanden und weil hydraulische Leitungen brachen und sich das Hydrauliköl anschließend selbst entzündete. Brände können in der Regel durch die Feuerwehr nur im unteren Turmbereich bekämpft werden. Bei einigen der neuen Multimegawatt-Offshore-Anlagen wird inzwischen standardmäßig ein Brandschutzsystem eingebaut.

Die Rotorblätter von Windkraftanlagen können bei entsprechender Witterung Eis ansetzen, das sich bei Tauwetter bei stehender und als Eiswurf bei anlaufender Anlage ablösen kann. Alle modernen Anlagen verfügen über eine Eiserkennung, die, beruhend auf Temperatur, Windsensorstatus, Windgeschwindigkeits- und Leistungsdaten, bei Vereisung automatisch abschalten und erst bei Tauwetter wieder anlaufen. Einige Hersteller bieten auch Rotorblattheizungen an. Eisabfall wurde dabei schon oft beobachtet, es wurden jedoch noch keine Personen- oder Sachschäden dokumentiert. Die Fallweite (niedrige Anlaufdrehzahl und schlechte Aerodynamik bei Eisansatz) und Eisgröße ist meist gering. Bei Eiswetterlage oder Tauwetter sollte der Aufenthalt unter Windkraftanlagen ebenso wie unter anderen hohen Gebäuden oder Konstruktionen vermieden werden.

|+ colspawn="5" | Beitrag erneuerbarer Energien zum Primärenergieverbrauch – in PJ

''Weitere Statistiken zum Thema sind unter Windkraftanlagenhersteller, Windenergie und Auslastung zu finden.''

Die durchschnittliche jährliche Betriebsdauer einer Windkraftanlage, in der Strom ins Netz eingespeist wird, beträgt je nach Windangebot etwa 5000 (schlechter Binnenlandstandort) bis 8000 Stunden (guter Küstenstandort) pro Jahr (ein Jahr hat bei 365 Tagen 8760 Stunden). Davon arbeitet die Anlage nur einen kleinen, standortabhängigen Anteil der Zeit mit Nennleistung und die restliche Betriebszeit im Teillastbereich. Dabei sind vor allem die Windverhältnisse und die Auslegung der Anlage auf die Standortbedingungen ausschlaggebend. Wird der Jahresertrag durch die Nennleistung geteilt, so ergeben sich die so genannten Jahresvolllaststunden.  

Im Jahr 2007 lag die statistisch durchschnittliche Volllaststundenzahl deutschlandweit über alle Anlagen (laut Tabelle) bei ungefähr 1775 Stunden. Dieser Wert ist jedoch geringer als in der Realität. Er berücksichtigt nicht, dass die in einem Jahr neu installierten Windkraftanlagen nicht ein volles Jahr zum gesamten Jahresgesamtenergieertrag beitragen konnten. Rund zwei Drittel der neuen Anlagen werden in der Regel während der zweiten Jahreshälfte installiert. Damit geht die Nennleistung der Neuanlagen in die Jahresstatistik ein, ohne dass diese ein volles Jahr Energie erzeugen konnten. Die zahlreichen kleineren Altanlagen haben nicht die Effizienz moderner Multimegawatt-Anlagen. Die Auslastung moderner Anlagen liegt zwischen 15 und 25 Prozent, im Offshorebereich sollen 40 bis 50 Prozent möglich sein. In der Statistik ergeben sich Veränderungen zudem aus dem schwankenden Windangebot.

| installierte Anlagenleistung am Jahresende (GW) || 8,7 || 11,8 || 14,6^d) || 16,6^d) || 18,4 ^d) || 20,6^d) || 22,2^d) ||23,9^d) ||25,77^d)

|durchschnittliche Auslastung (Prozent der Nennleistung) || 14,0 || 16,0 || 14,5 || 17,1 || 16,6 ||17,3 || 20,27 || 20,54

Prof. Ulrich Hütter etablierte an der Universität Stuttgart und später an der DFVLR (Vorgänger des DLR) in Stuttgart die Forschung an der Windenergietechnik. Er hatte bereits während des Zweiten Weltkriegs solche Anlagen konzipiert, damals noch im Umfeld des Generalplan Ost. Nachdem Ende der 1990er-Jahre die Forschung an der Windenergie in Stuttgart eher abnahm, wurde sie 2004 durch die Gründung des Stiftungslehrstuhls Windenergie am Institut für Flugzeugbau an der Universität Stuttgart wiederbelebt.

Seit Windkraftanlagen in großer Zahl hergestellt werden, ist die staatliche Forschung in Universitäten und Forschungsinstituten verstärkt worden. Ein Beispiel ist die Gründung des Deutschen Windenergie-Institut (DEWI), mit Sitz in Wilhelmshaven im Jahr 1990, wo alle zwei Jahre die Deutsche Windenergie-Konferenz (DEWEK) stattfindet.

Das Fraunhofer-Institut für Windenergie und Energiesystemtechnik IWES befasst sich mit anwendungsorientierter Forschung und ist in 2009 aus dem ehemaligen Fraunhofer-Center für Windenergie und Meerestechnik CWMT in Bremerhaven sowie dem Institut für Solare Energieversorgungstechnik (ISET) in Kassel hervorgegangen.

Ein Schwerpunkt der Forschung sind Offshore-Windkraftanlagen und deren Einfluss auf die Ökosysteme vor der Küste. Es wird auch das Zusammenspiel von Windstrom und konventionell erzeugtem Strom untersucht. Ein Aspekt ist dabei die Unstetigkeit der Windleistung, die mit Energiespeichern kompensiert werden könnte. Techniken existieren bereits in Form von Pumpspeicherkraftwerken, elektrochemischen Akkumulatorzellen und Verfahren, die überschüssige Energie in chemische Energieträger (beispielsweise Wasserstoff) umwandeln.  

Auf der norwegischen Insel Utsira wurde im August 2004 das erste autarke Stromnetz eingeweiht, das ausschließlich von Windenergie als Primärenergie gespeist wird. In dem auf zwei bis drei Jahre angelegten Versuch, dem ersten in diesem Maßstab, sollen zehn der insgesamt siebzig Haushalte ihren Strom von zwei Enercon E-40-Anlagen beziehen. Kurzfristige Stromschwankungen werden durch einen Schwungradspeicher (5 kWh) ausgeglichen. Überschüssige Energie wird in Form von Wasserstoff in einem Druckspeicher mit einer Kapazität von maximal drei Tagen zwischengespeichert. Dieser wird bei Flaute oder Sturm, also dann, wenn die Anlagen nicht ausreichend Energie liefern, über eine 60-Kilowatt-Brennstoffzelle wieder in Strom umgesetzt. Ein Generator dient während der Erprobungsphase zur Absicherung gegen Stromausfall. Einer der Hauptinvestoren ist der norwegische (Öl-)Konzern Norsk Hydro mit seiner Wasserstoffsparte.

Derzeit werden schwimmende Offshore-Windkraftanlagen weit ab von der Küste getestet.

Im Mai 2009 ließ die Firma Windtest in Frimmersdorf bei Köln ein Windkraftrad mit einer Nabenhöhe von 133 Meter aufstellen. Es ist die erste Windkraftanlage weltweit mit „Hybridturmtechnik“: der untere Teil des Turms ist aus Beton-Fertigteilen, in die etwa 100 Wagenladungen Beton hineingegossen wurden, bevor die übrige Windkraftanlage aufgesetzt wurde. Man erwartet von den 33 Metern mehr Höhe eine ungefähr 20 Prozent höhere Stromausbeute

* Mit 110 Metern Höhe und vier Megawatt installierter Leistung ist der Darrieus-Rotor EOLE in Le Nordais, Cap-Chat, Kanada, unter den Windkraftanlagen mit vertikaler Rotordrehachse die größte und stärkste Anlage der Welt und war zum Zeitpunkt seiner Erstellung weltweit auch die leistungsstärkste Windkraftanlage insgesamt, alle Bautypen einbegriffen.  

* Die leistungsstärkste Windkraftanlage (Stand 2010) ist die ENERCON E-126 mit 7,5 Megawatt installierter Leistung. Die Nabenhöhe beträgt 135 Meter, die Gesamthöhe liegt bei 198 Metern; der Rotordurchmesser 127 Meter.  

* Die höchste Windkraftanlage der Welt ist die Fuhrländer FL2500 bei Laasow in Brandenburg. Sie wurde am 14. September 2006 fertiggestellt. Der Gittermastturm für diesen Prototyp erlaubt eine Nabenhöhe von 160 Metern. Bei einem Rotordurchmesser von 90 Meter erreicht die Anlage eine Gesamthöhe von 205 Meter.

* Die weltweit höchstgelegene Windkraftanlage der Firma DeWind steht in den argentinischen Anden auf 4100 Metern Höhe. Es ist der Typ D8.2 – 2000 kW/50 Hz. Diese Turbine hat ein neuartiges Triebstrangkonzept mit einem speziellen Drehmomentwandler (WinDrive) der Firma Voith und einem Synchrongenerator. Die Windkraftanlage wurde im Dezember 2007 in Betrieb genommen und versorgt seitdem die ansässige Goldmine im Inselnetz-Betrieb mit Elektrizität.

* Die nördlichsten Windkraftanlagen der Welt (Stand August 2005) sind 16 Nordex N-80 mit jeweils 2,5 Megawatt Nennleistung im Windpark Havøygavlen bei Hammerfest im Norden Norwegens.

* Den größten Rotordurchmesser hat die Gamesa G10X – 4.5 MW Windkraftanlage Jaulin mit 128 Metern.