Windkraftanlage

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.