> Homepage

> Aufbau

> Pfeile >>>

> pers. Infos

> rechtl. Hinweis

> Impressum

15.08.04

>GOWEBCounter by INLINE

gestern

WEBCounter by GOWEB

heute

WEBCounter by GOWEB

28.06.04

27.10.13


 

Grundlagen der Windenergie

 

Einführung - Prinzip - Fremdlinks

Die Grundlagen 26.12.12

Windindex - Schaubilder - Windparkanalyse - Strompreise

Einführung 16.06.08

Windgeschwindigkeit 21.01.06

Sammlung aller Schaubilder 27.10.13

Überblick 12.05.13

Leistungskennlinie 21.01.06

Vergleich Windindex und Standorte 18.03.13

Diskussionspunkte 02.05.10

Ertrag 21.01.06

Beschreibung des Windparks Creussen 12.09.04

Grundprinzipien 04.10.08

Auslastung 16.06.08

Definition Windindex IWET 15.01.08

vertikale Achse 04.10.08

Leistungsverteilung 21.01.06

Vergleich IWET Windindex Vers99, Vers03, Vers06, Vers11 17.03.13

horizontale Achse 04.10.08

Rotorfläche 21.01.06

Windindex IWR und ISET 17.03.13

Linksammlung 14.10.12

Nabenhöhe 24.06.07

Strompreise im Vergleich 27.10.13

Windkaft 14.10.12

Referenzertrag 24.06.07

EEG-Umlage Vergleich 2009 bis 2014 27.10.13

Energie 01.02.12

Planung 01.02.12

Stromerzeugungskosten regenerativ 02.11.12

Hersteller 17.01.09

Vorschlag neues EEG 01.11.12

Strompreiszusammensetzung konventionell 17.01.09

 

Gesamtenergiekonzept 26.12.12

Verschiedene Kalkulationen vom Atomstrom 12.09.04



Einführung

Quellen und Intension

Werte Leserin, werte Leser,
Seit 2003 beschäftige ich mich mit Windenergie. Gerade die Diskussionen um die Windenergie Ende 2003 und Anfang 2004 erweckten in mir das Interesse, mich näher mit dem Thema zu befassen. Ich habe mir die Informationen durch eigene Beobachtungen, Internet, aus Prospekten und Diskussionen mit Anbietern von Fonds, Betreibern und Herstellern von Windenergieanlagen zusammengesucht. Mögen mir einige Personen mein „aufdringliches“ Bohren nachsehen.
Alle Angaben habe ich nach meiner Kenntnis und Überzeugung angegeben. Bevor Sie, werte Leserin oder Leser in irgendeiner Richtung Geld ausgeben, bitte ich Sie, weitere Informationen einzuholen. Die Aussagen auf dieser Seite sind privater Natur ohne rechtlich bindenden Charakter und sollen Gedankenanstöße zum Thema Windenergie geben.
Ich könnte mir vorstellen, daß diese Seite gerade für Schüler interessant sein könnte, die Stoff für ein Referat zum Thema Windenergie suchen. Gegen eine Verwendung meiner Schaubilder habe ich bei Hinweis auf die Quelle nichts einzuwenden. Auch könnte ich mir vorstellen, daß die Seite für Mitglieder von Stadtrat oder Gemeinderat als zusätzliche Informationsquelle zur Entscheidung über die Aufstellung von Windrädern dienen könnte. Aus persönlichen Erfahrungen kenne ich die Situation, daß Windräder in 2004 vorsichtshalber einfach wegen der „allgemeinen Stimmung“ abgelehnt werden. Noch vor der Jahrtausendwende wurde dagegen oft zu unkritisch zum Teil sogar euphorisch zugestimmt, und damit wurden manche Windräder aufgestellt, die heute als Fehlplanung gelten dürften.
Diese Seite ist kein verlängerter Arm der Hersteller von Windrädern und auch nicht auf Vertrieb von Windenergieanlagen ausgelegt, sondern meine Darstellung auch kritischer Punkte rund um das Thema Windenergie. Im Gegenteil möchte ich mit dieser Seite dazu beitragen, Hersteller aufzufordern, Anlagen zu entwickeln, die vor allem bei schwachen Wind schon nennenswerten Strom liefern. Auch beim Bundesumweltministerium habe ich durch Hinweis auf diese Seite schon versucht, eine Änderung des EEG in der Richtung anzuregen, eine Vergleichmäßigung und einen Ausgleich des Windstroms zu bekommen. Ziel sollte es sein, daß Windstrom eine verläßliche markante Größe wird und nicht eines Tages bei einem einstelligen Prozentbereich hängen bleibt, nur weil bei starkem Wind örtlich zu viel erzeugt wird und bei schwachem Wind zu viele Windräder zu wenig ausgelastet sind. Gerade mit diesem Punkt habe ich mich unter anderem im Abschnitt Gegenargumente eingehend beschäftigt (nach dem Überblick: regenerative Energien).
Sollten sich irgendwo Fehler eingeschlichen haben, bin ich für einen Hinweis dankbar.
Meine Emailadresse finden Sie im Impressum

 

 



Überblick: regenerative Energien

Interessant war für mich vor allem die Tatsache, daß die Energie für Herstellung, Nutzung und mögliche Entsorgung von Windenergieanlagen schon nach drei bis sechs Monaten wieder erzeugt ist.
Für sinnvoll halte ich auch Sonnenenergie aus Aufwindkraftwerken und Solarthermie, ferner Blockheizkraftwerke auf Biogasbasis und Brennstoffen aus Abfall. Ob auch Geothermie eine sinnvolle Alternative ist, Strom herzustellen, muß sich noch beweisen. Vom Ansatz her klingt der Gedanke gut
Photovoltaik hat zwar den großen Vorteil, daß meist keine zusätzlichen Flächen verbraucht werden und der Strom auch nur am Tag produziert wird, also zu einer Zeit mit erhöhtem Bedarf. Leider dauert es schon ca vier bis fünf Jahre bis ein Solarpark seinen eigenen Energieverbrauch wieder hereingebracht hat.
Windstrom wird zum großen Teil dezentral erzeugt und verbraucht. Großräumige Windschwankungen machen es aber nötig, bei lokaler Über- oder Unterproduktion, den Strom notfalls für gewisse Zeit auch über weitere Entfernungen wie z.B. innerhalb Europas oder zwischen Europa und Vorderasien auszutauschen. Sollten sich in Afrika einmal die Solarthermie- oder Aufwindkraftwerke durchsetzen, dann müßte ein afro-europäischer Netzverbund geschaffen werden.
Wasserkraft spielt innerhalb von Deutschland hauptsächlich im Süden eine bedeutende Rolle und ist nach meinen Informationen auch kaum weiter ausbaubar.
Auf einer Seite von http://www.erneuerbare-energien.de (pdf 6 MB) habe ich 2008 eine Übersicht zur Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien der letzten Jahre gefunden und in folgende Grafik umgewandelt. Im März 2009 habe ich Daten auf der Seite http://www.unendlich-viel-energie.de gefunden.
Im April 2011 habe ich die Grafik mit Daten aus http://www.erneuerbare-energien.de/files/pdfs/allgemein/application/pdf/ee_in_zahlen_2010_bf.pdf ergänzt.
Ergänzung 26.02.2012 aus http://bee-ev.de/_downloads/presse/2012/120206_BEE-Uebersicht_EE-Jahreszahlen-2011.pdf
Ergänzung 12.05.2012 aus http://www.unendlich-viel-energie.de/de/detailansicht/article/226/entwicklung-der-stromerzeugung-aus-erneuerbaren-energien.html


Bild 1: regenerative Stromerzeugung
 


 

 







Bewertung von Gegenargumenten zur Windenergie

Die noch vor Ende der 90 Jahre vorherrschende Euphorie hat sich Anfang des dritten Jahrtausends zum Teil in Ablehnung gewandelt. Manche Kritikpunkte halte ich durchaus für berechtigt. Andere Punkte, die gegen die Windenergie angeführt werden, versuche ich anhand von eigenen Beobachtungen zu bewerten. Acht der am häufigsten genannten Einwände möchte ich nachfolgend etwas näher unter die Lupe nehmen.
1.) Windräder produzieren bei starkem Wind zu viel Strom
Dieses Gegenargument nehme ich sehr ernst. Mir scheint, daß daran die Produzenten von Windenergieanlagen nicht ganz unschuldig sind, indem die Nennleistung zu sehr in der Vordergrund gerückt wird. Viel wichtiger als die Nennleistung erscheint mir die durchschnittliche Auslastung eines Windrades. Daher habe ich mich recht ausführlich mit der Bedeutung der Auslastung von Windrädern befaßt, mit Beispielen, theoretischen Überlegungen und einem Appell an die Hersteller, mehr in die Optimierung der Flügel zu gehen als mit immer höheren Nennleistungen zu glänzen. Z.B. erst seit April 2005 hat Enercon ein Binnenwindrad im Programm mit 82 m Rotordurchmesser und 2000 kW Nennleistung, das in 2006 in Serie ging.
Doch nicht nur Hersteller sondern auch Betreiber können die Auslastung beeinflussen. Je höher die Anzahl und je geringer die Abstände von Windrädern in einem Windpark, desto schlechter wird der Parkwirkungsgrad und damit die Auslastung. Das fatale daran ist, daß der Parkwirkungsgrad auch vom Wind abhängt. Selbst bei einem Windpark von 10 Windrädern kann er bei schwachem bis mäßigen Wind und ungünstiger Windrichtung auf etwa 75% sinken. Bei starkem Wind dagegen steigt er gegen 100%. Leider ist auch in der Fassung des EEG vom 01.08.2004 und auch im neuen EEG von 2008 kein Passus
enthalten, der einen Anreiz zur Beschränkung der Spitzenleistung bietet, wie ich mir in einem eigenen Abschnitt als Vorschlag zur Änderung des Erneuerbare Energien Gesetztes überlegt habe. Den Vorschlag leitete ich auch an die Politik weiter (Dr. Ramsauer),damit geringe Auslastung bestraft und gute Auslastung gefördert wird. Mit einen weiteren Vorschlag an die Politik wandte ich mich an Herrn Seehofer

 

 




2.) Bei Flaute bleiben die Windräder stehen.
Dieses Problem stellt eine große Herausforderung an Windindustrie und Politik dar. Tatsache ist nämlich auch, daß der Wind irgendwo immer weht. Die eigentliche Aufgabe besteht darin, dass es gelingt, möglichst große Gebiete in die Windstromplanung einzubeziehen. Dass ein einzelner Standort nicht gefeit ist gegen einige Tage schwachen Wind oder sogar Windstille möge der Monat November 2004 des Windparks Creussen als Beispiel zeigen. Besser liegt der Januar 2005. Ich führe diese Beispiele an, um das Problem anschaulich darzustellen, halte es aber für verkehrt, anhand eines einzigen Standorts, das Thema Flaute zu dramatisieren, wie ich es leider immer wieder in der Medien vernehme, wo solche Beispiele dazu verwendet werden, zu „beweisen“ wie extrem die Windenergie schwankt. Tatsächlich wird auch in der Praxis eine gewisse Vorhaltung von Reserven nötig sein, weil in einer begrenzten Region kein vollständiger statistischer Ausgleich möglich ist. Ich könnte mir aber vorstellen, daß es ein interessantes Forschungsthema für eine Diplomarbeit oder Doktorarbeit wäre, Zusatzstandorte für Windkraftwerke in Europa zu finden, um die Gesamtschwankungen wegen lokaler Flauten auf ein Minimum zu drücken. Diese Schwankungen können mathematisch durch die Standardabweichung ausgedrückt werden, die an einem Standort so 60 bis 100 % des Mittelwertes betragen können. Schon allein die Kombination der Standorte Creußen und Scholen bringt z.B im November 2004 eine signifikante Verringerung der Standardabweichung.
Doch ideal wäre es, mindestens ganz Europa zusammenzuschalten. Sehr verlustarm soll die Hochspannungsgleichstromübertragung sein. Man könnte diese Technik auch nutzen, um Windstromschwankungen über mehrere tausend Kilometer auszugleichen.
Anfang 2010 habe ich von der Existenz der Doktorarbeit von Gregor Czisch erfahren. „
Szenarien zur zukünftigen Stromversorgung, kostenoptimierte Variationen zur Versorgung Europas und seiner Nachbarn mit Strom aus erneuerbaren Energien“
https://kobra.bibliothek.uni-kassel.de/bitstream/urn:nbn:de:hebis:34-200604119596/1/DissVersion0502.pdf
(25 MB)
Genau in dieser Zeit von 2004 bis 2005, als ich meine Gedanken einer globalen Versorgung mit Strom aus regenerativen Quellen allen voran der Windenergie zu Papier brachte, erarbeitete Dr. Gregor Czisch seine Doktorarbeit, eine wirklich lesenswerte Abhandlung.

Im März 2010 habe ich mir nun selber Windmessdaten in Europa, Vorderasien und Nordafrika gesucht. Fündig bin ich auf der Seite www.wunderground.com geworden. Ich habe mir dann die täglichen mittleren Windgeschwindigkeiten aus über 70 Orten aus den Jahren 2008 und 2009 als csv-Datei heruntergeladen und dann in eine Tabellenkalkulation importiert. Auch wenn ich es nicht ausdrücklich auf der Seite gefunden habe, gehe ich davon aus, dass dies die üblichen Windmessdaten auf 10 m Höhe sind. An manchen Orten kenne ich Winddaten aus größeren Höhen. Mit diesen habe ich die Windmessdaten von wunderground abgeglichen. Im nächsten Schritt habe ich mir dann überlegt, welche Windradtypen in der Region des jeweiligen ausgewählten Orts und welche Nabenhöhe für mich sinnvoll erscheinen und danach sowie aus der abgeschätzten Rauhigkeit des Geländes auf eine für mich logische Windgeschwindigkeit auf Nabenhöhe hochgerechnet. In Küstennähe habe ich die Nabenhöhe niedriger eingeschätzt als im Binnenland, wo ich die 138 m von Enercon mittlerweile als Standard ansehe. Von den ursprünglich über 70 Standorten habe ich dann für die weitere Berechnung 48 ausgewählt. ( Bild A) Ziel war es eine einigermaßen gleichmäßige Verteilung der Standorte zu wählen und zum anderen Standorte mit recht niedrigen Windgeschwindigkeiten auszuschließen, da dies ja auch in der Praxis so sein sollte. Zwei Standorte, je einer in Mauretanien und einer in Westsahara, habe ich doppelt genommen, da mir in den beiden Länder je nur ein Messwert zur Verfügung stand, um auch dort ein gleichwertiges Gewicht zu erzeugen. Auf diese Weise entstand dann ein theoretischer Windpark mit 50 Anlagen, E82, E70 oder gemischt. Für die weitere Berechnung habe ich entweder nur mit E82 oder nur mit E70 gerechnet, auch wenn das Optimum je nach Windangebot eine Mischung wäre.
Für jeden der 730 Tage in beiden Jahren 2008 und 2009 und für jeden Standort habe ich dann den Tagesertrag aufgrund des täglichen Windangebots errechnet. Dazu habe ich mir die Leistungskennlinien von zwei üblichen Anlagen, der E82 und der E70, gesucht und bin auf der Seite http://www.enercon.de/www/de/broschueren.nsf/vwwebAnzeige/95BBD95599625504C1257194002816F0/$FILE/ENE_Produktuebersicht_de_0309.pdf fündig geworden. Leistungskennlinien beruhen auf Ertragsdaten bei bestimmten Windgeschwindigkeiten. Anhand von tatsächlichen Ertragsdaten bei bestimmten mittleren Windgeschwindigkeiten habe ich mir dann eine eigene Tabelle erstellt, die einer bestimmten mittleren Windgeschwindigkeit eine bestimmte Leistung zuordnet.
Als nächstes habe ich für jeden Tag den Mittelwert für verschiedene Standortgruppen gebildet. Aus den 730 Tagen suchte ich dann den Tag mit dem geringsten und dem höchsten Ertrag heraus und berechnete daraus die Auslastung jeweils mit der E82 ( Bild C) und der E70 ( Bild B). Ferner berechnete ich die mittlere Auslastung über das ganze Jahr für alle Anlagen und erhielt somit über die Nennleistung die gesamte Stromerzeugung aller Anlagen in den zwei berücksichtigten Jahren.
Als nächstes stellte ich mir die Frage, welcher Anteil dieser Strommenge grundlastfähig ist. Es gibt genau einen schlechtesten Tag in diesen 730 Tagen. Die Stromproduktion ist an allen anderen Tagen in den zwei Jahren gleich hoch oder höher. Somit habe ich diejenige Strommenge, die an dem Tag mit der geringsten Durchschnittsleistung aller Anlagen erzeugt wird mit 730 multipliziert und erhalte somit eine Grundlaststrommenge über zwei Jahre. Diesen Mindestertrag habe ich dann zum tatsächlichen Gesamtertrag der zwei Jahre ins Verhältnis gesetzt. Die so erhaltene Kenngröße bezeichne ich als Grundlastfähigkeit des Windstrom in der betreffenden Region ( Bild D). Multipliziert man diesen Wert mit der durchschnittlichen Auslastung erhält man die in der Literatur oft genannte gesicherte Leistung in Relation zur Nennleistung der betreffenden Anlagen. Auch die umgekehrte Rechnung ist möglich. Bei einer gesicherten Leistung von 0,3% ist das ein Grundlastanteil von etwa 1,5%, wenn man die zur Zeit ( Anfang 2010) realistische Auslastung aller Windräder von ca 20% zugrunde legt. Windradgegner nennen gerne diese Zahlen für Deutschland. Es handelt sich um Ergebnisse, die auf dem minimalen ¼ Stundenwert der Jahre 2006 bis 2009 basieren. Dies bedeutet, dass über 99,999% der Zeit mehr Strom zu Verfügung steht. Der Bundesverband Windenergie gibt eine gesicherte Leistung von 6% bei einer Wahrscheinlichkeit von 99% an. Meine eigenen Abschätzungen gehen von einem Zeitanteil von knapp 99,9% gesicherter Verfügbarkeit aus (729 Tage in zwei Jahren). Aus 13 Standorten in Deutschland hochgerechnet komme ich dann auf 12,7% Grundlastfähigkeit bei E82 mit 138 m Nabenhöhe. Wegen der hohen Auslastung solcher Anlagen ergibt das eine gesicherte Leistung von 4% mit einer Wahrscheinlichkeit von 99,86% (Ende der roten Linie in Bild E). Für E70/2,3 bei gleicher Nabenhöhe komme ich auf 10,8% Grundlastanteil bzw. etwa 2,5% gesicherte Leistung. Für den Anfang 2010 in Deutschland existierenden Windradbestand halte ich mit über 99,9% Wahrscheinlichkeit einen Grundlastanteil von 10% und eine gesicherte Leistung von 2% für realistisch. Der Begriff gesicherte Leistung ist recht dehnbar, je nachdem welche Wahrscheinlichkeit zugrunde liegt.



Bild E gesicherte Auslastung als Funktion der zeitlichen Verfügbarkeit Basis E82
Die NM 82 Anlagen in Creußen sind von der Auslastung her mit E82/138 vergleichbar
Creußen: 3 Anlagen; Deutschland: 13 Anlagen; Deutschland und Anlieger: 22 Anlagen; Europa: 37 Anlagen und Optimum: 33 Anlagen in Europa, Vorderasien und Nordafrika. Je höher die geforderte Mindestverfügbarkeit und je geringer die Anlagenverteilung desto geringer ist der Anteil der gesicherten Leistung bzw. der gesicherte Auslastung, wenn die Leistung ins Verhältnis zur Nennleistung gesetzt wird.
 






 

 

 

 

 

Bild F Mindestauslastung als Funktion der zeitlichen Verfügbarkeit Basis E82 (wie Bild E jedoch mit 0 bis 100% Zeitanteil der Verfügbarkeit)
 
 


 

 




Für meinen theoretischen Windpark mit den 50 Anlagen, verteilt über ganz Europa, Nordafrika und Vorderasien komme ich mit der E82/2000 auf einen Wert von 51,6% an Grundlastfähigkeit mit einer Wahrscheinlichkeit von etwa 99,9% Für die E70/2300 liegt dieser Wert bei 47,0 %. Die 50 Standorte der Anlagen habe ich in ein Grafik eingetragen und im Anschluss eingefügt. Die beiden Doppelstandorte sind rot markiert, der Rest orange. ( Bild A). Gelb sind Zusatzstandorte in Deutschland und der Schweiz.
Im nächsten Schritt habe ich dann meinen Windpark schrittweise verkleinert und ständig Auslastung und Grundlastfähigkeit im Auge behalten. Bei engen Regionen, wie sie für Windaufkommen zum Beispiel die Region Deutschland darstellt, sinkt dann für die E82 der Wert der Grundlastfähigkeit auf 12,7 % und für die E70 auf 10,8%. Für die Gruppen Deutschland, Deutschland und Frankreich, Deutschland und Anlieger sowie die Gruppe Deutschland, Frankreich, Portugal, Spanien, Dänemark sind zusätzlich die gelben Standorte aktiviert. Bei den Anrainerstaaten habe ich noch zusätzlich die Schweiz mit einem Standort eingefügt. Ursprünglich hatte ich nur 3 Anlagen in Deutschland berechnet und kam für diese auf einen Grundlastanteil von 2,9% für die E82. Erst bei über 10 Anlagen in Kombination stabilisierte sich dieser Wert bei ca. 12 bis 13%. Durch Vergleiche mit weiterer Windparks stellte ich außerdem fest, dass ich die Ertragsdaten bei geringen Windgeschwindigkeiten etwas zu niedrig angesetzt hatte. Dies habe ich nun ebenfalls berücksichtigt.

In der Regel sinkt die Grundlastfähigkeit mit der Verkleinerung des Windparks auf bestimmte Regionen ( Bild B), ( Bild C), ( Bild D) . Durch gezielte Herausnahme einzelner Windenergieanlagen ist es jedoch möglich die Grundlastfähigkeit des Windstrom sogar noch weiter zu steigern.
Ich hoffe diese Abschätzung ist eine Anregung für die Politik, für Uni, für Verbände und auch Hersteller, das Thema Grundlastfähigkeit des Windstroms noch genauer zu untersuchen. Wenn man sieht, welche Dimensionen der Windstrom z.B. in Deutschland bereits 2009 erreicht hat, und wie viele Anlagen für dieses Jahr 2010 und das nächste schon geplant sind, sehe ich derzeit nirgends anders die große Möglichkeit mit lokalen Windschwankungen fertig zu werden, als regional auszugleichen. Vorhandene lokale Speicher können dann für Tagesschwankungen mitgenutzt werden. Ein Hochspannungsgleichstromnetz von der Ukraine bis Spanien und von Norwegen bis Nordafrika wäre für mich der erste Schritt. Nur durch große miteinander durch Hochspannungsgleichstromleitungen vernetzte Regionen kann die Grundlastfähigkeit des Windstroms entscheidend verbessert werden. Die Höhe der Gesamtauslastung ist dabei insofern von großer Bedeutung, als dass bei Anlagen mit guter Auslastung weniger Spitzenstrom anfällt, um den das Netz deutlich kleiner ausgelegt werden kann.
Bild A Standorte der Anlagen zur Erzielung einer guten Grundlastfähigkeit von Windenergieanlagen
 




 

 



Bild B: Tagesauslastung der Anlagen E70 mit 2300 kW Nennleistung in verschiedenen Regionen
 




 

 




Bild C: Tagesauslastung der Anlagen E82 mit 2000 kW Nennleistung in verschiedenen Regionen
 




 

 



Bild D: Grundlastanteil in verschiedenen Regionen E70 mit 2300 Nennleistung und E82 mit 2000 kW Nennleistung
 




 

 



3.) Windenergieanlagen im Binnenland würden sich nicht rentieren.
Auf einige Anlagen mag dies zutreffen, wenn sie nicht richtig geplant sind. Schade ist nur, daß sich diese Meinung in vielen Köpfen schon so verfestigt hat, daß über die Gründe gar nicht mehr nachgedacht wird. Ich möchte hier die vier wichtigsten Punkte für eine Rentabilität im Binnenland nennen: örtliche Lage der Windverhältnisse, die Nabenhöhe, der Einsatz eines typischen Binnenwindrades mit verhältnismäßig langen Flügeln bezogen auf die Nennleistung sowie die Vermeidung einer größeren Ansammlung von Windrädern auf engem Raum. Für den Binnenstandort Creußen in Bayern sind diese vier Punkte gut umgesetzt.
Die Sollerträge dieses Windparks sind so berechnet, daß einschließlich Kapitalrückzahlung innerhalb von 20 Jahren 332 % ausgeschüttet werden sollen, was an sich schon relativ hoch ist im Vergleich zu vielen anderen Windfonds. Die Isterträge des Windpark Creussen liegen bisher sogar oft über den Werten, die aufgrund des monatlichen Windangebots erwartet werden (man beachte, daß im Sommer der Wind generell schwächer ist als im Winter). Der Windpark Creussen im
tiefen Binnenland schneidet somit sogar besser ab als mancher küstennahe Binnenlandstandort. Man bedenke, daß der Vergleichsstandort Scholen im Frühjahr 2005 von der Fondanalyse Scope Bestnoten bekam und die Planerträge von Creußen deutlich höher angesetzt sind als die von Scholen. Direkt an der Küste sind die Stromerträge sicher höher. Doch einen Großteil der Mehrerträge an Strom wird dort durch die hohe Pacht wieder aufgezehrt.
Ab August 2004 fallen Binnenstandorte mit weniger als 60 % des Referenzertages aus der Förderung. An solchen Standorten dürften mit den bis 2004 üblichen Windrädern mit einer Auslastung von um die 25 % am Referenzstandort auch kaum Gewinne erzielt werden. Die mir im August 2004 bekannte beste Referenzauslastung erreichen die Anlagen NEG Micon 82/1500 von z.B. Creußen mit 37 %. Der Standort selber liegt laut Prognose durch Windgutachten mit etwa 75 % des Referenzertrages deutlich über dem Fördergrenzwert von 60%. Somit wird hier eine passable Auslastung von 28 % der Nennleistung erwartet. Im August 2005 ist mir nur eine Anlage bekannt, die die Auslastung der NM 82/1500 übertreffen dürfte, die
Fuhrländer FL 2500 mit 2300 kW Nennleistung und 160 m Turmhöhe bei 100 m Rotordurchmesser, die noch in diesem Jahr ihren Probebetrieb aufnehmen soll. Ich schätze deren Auslastung auf etwa 40% am Referenzstandort. Selbst im Januar 2009 konnte ich keinen Messwert für die Auslastung dieser Anlage an einem Referenzstandort finden. Auch weitere Hersteller haben ihre Räder seit 2004 für das Binnenland optimiert, so daß auch in Zukunft trotz geringerer Einspeiseerlöse im Binnenland die Rentabilität bestehen bleibt ev. sogar besser wird.
Enercon hat Ende 2007 im Rothaargebirge erstmals fünf E 82 mit 138 m Nabenhöhe gebaut. Solange ich von der Fuhrländer nichts nähers weiß gilt die E 82 mit 138 m Nabenhöhe und einem Referenzertrag von knapp über 38% als beste Binnenwindanlage zumal die NEG Micon 82/1500 nicht mehr für Europa gebaut wird.
Beim Windpark Wirbenz und dem Windpark Waidhaus dagegen kann man von den umliegenden Hügeln auf die Windräder hinabsehen. Ob sich die rentieren? Aber es geht ja auch anders!

 

 



4.) Bei Sturm bleiben Windräder stehen.
Sturm ist ein zeitlich und örtlich begrenztes Ereignis. Dies bedeutet, daß im Bereich von wenigen hundert Kilometern um den Sturmkern nur noch starker Wind weht, der die dortigen Windräder dann zur Höchstleistung treibt und den Ausfall einzelner stehender Windräder mehr als ausgleicht. Selbst wenn innerhalb Deutschland die Hälfte der Windräder wegen Sturmabschaltung stillstünde, würde die andere Hälfte noch genügend Strom liefern. Wichtig ist für meine Begriffe daher vor allem eine breite Verteilung der Windräder über das Land, also der Ausbau der Windenergie im Binnenland. Zum einen ist hier die Wahrscheinlichkeit der Abschaltung wegen Sturm eher geringer, erfahrungsgemäß bei ca 0,2 % also unter 20 Stunden im Jahr, zum anderen trägt die breitere örtliche Verteilung von Windrädern bei lokalem Sturm zur Aufrechterhaltung der Stromversorgung aus Windenergie bei. Mein Appell an die Hersteller von Windkraftanlagen. Warum muß ich ganz abschalten? Es müßte doch möglich sein, zumindest noch ca 50 % der Nennleistung auch bei Sturm zu ernten. Wie ich im Mai 2007 erfahren habe soll dies bei Enercon so umgesetzt worden sein. Auch Wandlergetriebe könnten für die anderen Hersteller diesbezüglich nützlich sein.
Insgesamt sehe ich es allerdings als wichtigere Aufgabe, als den kompletten Spitzenstrom zu nutzen, mehr Optimierung für Schwachwinde zu betreiben.
5.) Windenergie werde subventioniert.
Richtig und auch wichtig ist, daß die Windenergie
gefördert wird. Neue Techniken hätten sonst keine Chance überhaupt Fuß zu fassen. Mit 8,53 ct/kWh ab 1. Januar 2005 für neue Anlagen wird Windstrom mit weniger als der Hälfte des Endpreises für Verbraucher vergütet. An guten Standorten sinkt der Preis nach fünf Jahren auf 5,5 Ct/kWh. Von Subvention im eigentlichen Sinne kann man aber nicht sprechen. Es fließen keine Gelder, die dazu führen, daß der Windstrom künstlich verbilligt wird. Im Gegenteil müßte man eher von Abschöpfung der Subventionen sprechen, die den Stromerzeugern für Forschung und Finanzierung von konventionellen Kraftwerken zu Gute kam und auch noch kommt. Bei weiter steigendem Preis für Primärenergie und weiter sinkenden Kosten der Windenergie ist ein Auslaufen der Förderung absehbar. Ich habe dem Thema Strompreis eine eigene Seite gewidmet, wo ich tiefer auf Vergleiche und Zukunftshypothesen der Strompreise eingehe.
Die bis zum 4. Mai 2005 gültige Abzugsmöglichkeit von bis zu 100 % der Investition in Windkraft im ersten Jahr wurde häufig kritisiert, auch wenn es ja kein Steuergeschenk sondern nur auf
Aufschiebung der Steuerzahlung auf die Folgejahre bedeutete. Eine Lücke war meiner Meinung die Möglichkeit, bei schlechten Fonds Verluste weiter zu schieben, was dazu verleiten konnte, eher die Steuererstattung als die eigentliche Rendite im Auge zu haben. Die neue Regelung ab 05.05.05 halte ich daher für besser und gerechter. Es wird dazu führen, daß mehr auf den eigentlichen Ertrag und damit auf eine sinnvolle Investition geachtet wird. Für Investoren mit kleinem bis mittleren Einkommen düfte die neue Regelung eher von Vorteil sein. Für das Modell der Bürgerwindanlagen sollte dies keine negativen Auswirkungen haben. Bisher war nämlich für diese Gruppe wegen der Steuerprogression die Ersparnis im ersten Jahr geringer als die Steuerzahlungen in den Folgejahren. Auf alle Fälle ist mit dieser Gesetzänderung das Scheinargument der Steuersubvention vom Tisch. Doch noch Ende August 2005 ist nicht klar, wann dieses Gesetz tatsächlich in Kraft tritt, hoffentlich bald nach den Wahlen, so auch geschehen.
Ab 2009 wird die Einspeisevergütung wegen der hohen Materialkosten für Windräder auf 9,2 Cent /kWh angehoben.
Die Strompreise für den Endverbrauchen knacken jedoch mittlerweile die 20 Cent-Marke. Selbst wenn ich die Steuer und Umlagen abziehe, habe ich keine Befürchtung das die Energieversorger bei der Vermarktung von Windstrom drauflegen müssen.

 

 



6.) In persönlichen Gesprächen wird häufig die Lärmbelästigung genannt.
Ob man von Lärm im eigentlichen Sinne sprechen sollte, oder eher von einem Windrauschen hängt von dem Verständnis des Wortes Lärm ab. Ein
Zug in 3 km Entfernung übertönt z.B die Windgeräusche von drei Windrädern in 600 bis 800 Meter Entfernung, was mich selbst wunderte. Andererseits kann ich mir auch gut vorstellen, daß die Geräusche vor allem in Gegenden auffallen, wo es absolut ruhig ist, also in vielen ländlichen Gegenden. Es besteht daher die Gefahr, daß man sich da in etwas hineinsteigert, was man hört, weil es vorher nicht da war, obwohl es eigentlich gar nicht so laut ist, würde man Maßstäbe einer Stadt mit dem üblichen Straßenverkehr oder sogar Autobahnumgehung zugrunde legen. Windräder in einem Abstand von unter 500 Meter zu Wohnungen würde ich trotzdem als Planungsfehler bezeichnen, die nicht sein müßten. Optimal wäre für mich ein Abstand von ca. 1000 Meter, um gerade die in ländlichen Gegenden gewohnte absolute Ruhe weitgehend zu erhalten. Daß auch noch ca 800 m in Ordnung sind wurde mir am 22.06.07 von einem Anwohner in Neuhof bestätigt. Ja man höre die Windräder, aber dazu muß man ein Gespräch unterbrechen. Dabei sind durch Weiterentwicklung von neuen Windrädern die Schallpegel heute noch geringer als bei den im Jahr 2004 in Creußen errichteten Anlagen, wodurch ich 600 m für noch vertretbar halte, gerade wenn die Anlage im Norden einer Ortschaft steht. Hier ein kleiner Videoclip einer drehzahlgeregelten Anlage. http://www.windenergie-heitersberg.ch/wcms/ftp//w/windenergie-heitersberg.ch/uploads/1819.swf Es gibt auch an den Windrädern mittlerweile einige technische Möglichkeiten zur Lösung des Lärmproblems.
Trotzdem muß man von einer gewissen Beeinträchtigung sprechen. Als ungerecht wird es vielfach empfunden, daß ein einzelner Grundstückseigentümer sowie einzelne Windradbesitzer die Fette Kohle absahen, während die Anwohner die Geräusche hinnehmen müssen. Als wesentlich diplomatischer halte ich es, die Bürger über Bürgerwindanlagen in das Projekt einzubinden. Dadurch daß man sich auch intensiver mit dem Thema beschäftigt, lernt man auch besser Nutzen und Risiken abzuschätzen. Bei manchen Bürgerwindanlagen wurde die Pacht auf die ganze Gemeinde umgelegt, die wiederum damit gezielt Anliegen von Bewohnern fördern. In anderen Gemeinden bekommen Anwohner einen direkten Ausgleich aus Pachtzahlungen, die von Windertrag abhängen.
Kritischer als gut geplante und schalltechnisch vermessene Großanlagen sehe ich den Einsatz von Kleinstwindanlagen auf Dächern oder in Vorgärten. Gerade die kleinen Horizontalachser laufen mit hohen Drehzahlen. Als bessere Alternative für den Hausgebrauch sehe ich die Vertikalachser. Diese gelten als leiser. Ob sich ein solcher eigener Stromerzeuger auch rechnet, sollte man genau prüfen.


 

 



7.) Als Argument wird auch genannt, daß die sich drehenden Windräder die Landschaft verschandeln.
Ich persönlich empfinde dies nicht so, wenn die Zahl der Windräder an einem Ort überschaubar bleibt. Ich kann es aber verstehen, daß es unangenehm wirkt, wenn die
Windraddichte ein Maß übersteigt und man nichts anderes mehr sieht als Windräder. Eine möglichst gleichmäßige Verteilung übers Land würde verhindern, daß einzelne Regionen „überversorgt“ sind. Eine Möglichkeit, die Zahl der Windräder an einem Ort minimal zu halten, ist die Größe. Nach meinen Beobachtungen ist das menschliche Auge nicht geeignet, Höhen genau zu schätzen. Dies hat zur Folge, daß hohe Windräder ohne direkte Vergleichsmöglichkeit kaum höher eingeschätzt werden als kleine. Die Gondel und die Flügel von hohen Windrädern werden aufgrund der größeren Entfernung vom Boden sogar als kleiner empfunden. Jedem der dies nicht glaubt, möge sich zwei bis drei Windräder mit 200 m oder auch nur 150 m Gesamthöhe anschauen und dann seinen Eindruck vergleichen mit 10 bis 20 „kleinen“ Windrädern von ca 100 m Gesamthöhe wo man Angst bekommt, die Flügel können fast auf dem Boden aufschlagen oder untereinander zusammenschlagen. Sonderbarerweise fordern viele Windkraftgegner als Zugeständnis eine Höhenreduzierung auf 65 bis 100 m Turmhöhe. Sie schaden damit der Windenergie. In erster Linie tun sie sich aber selbst keinen Gefallen. Den je kleiner um so mehr werden halt aufgestellt. Die idealen Windräder für das Binnenland wären für mich Anlagen mit ca 100 m Rotordurchmesser auf Türmen von etwa 130 bis 160 m Höhe mit einer Nennleistung von 2000 kW. Zwei bis drei solche Anlagen würden mehr und gleichmäßigeren Strom liefern, als 15 auf einem Haufen, die sich den geringen böigen Wind in Höhen bis 100 m noch gegenseitig streitig machen.
Windräder auf einer Kuppe von Hügeln wirken für mich kleiner, weil man sie nur von unten sieht. Stehen die Räder jedoch am Hang oder gar in Tälern, schaut dar Wanderer vom Gipfel auf die Räder hinab. Selbst kleine Windräder wirken dadurch größer. Ich denke, ein paar Windräder am Horizont dürften wohl eher weniger stören, sondern eher als Orientierungsmarken dienen. Abgesehen davon sind Windräder in Tälern unserer Mittelgebirge in der Regel der absolute Quatsch sowohl betriebswirtschaftlich als auch volkswirtschaftlich. Im Hochgebirge kann diese Regel allerdings aufgrund von Fallwinden und Aufwinden gebrochen sein, was durch lokale Windmessungen bestätigt wird. Eine solche Ausnahme von der Regel ist in dem über 100 km langen Tal der Rhone in der Schweiz zu beobachten. Bei Collonges wird mit einer Talanlage ein Ertrag erzielt, der mit sehr guten Standorten in Deutschland vergleichbar ist. http://www.wind-data.ch/wka/wka.php?wka=COL .Von den guten Erträgen im Rhonetal der Schweiz habe ich im Februar 2010 erfahren. Wie heißt es so schön: Ausnahmen bestätigen die Regel. Ich persönlich hätte an diesem Standort keine so starken Winde erwartet, weswegen ich es für richtig halte, dies an hier nachzutragen. Außerdem bestätigt dies einmal mehr die absolute Notwendigkeit von Windmessungen vor dem Bau einer Anlage.
Eine weitere Ausnahme bilden auch Landschaften, die großräumig die Windführung beeinflussen oder kanalisieren. Bekannt ist z.B. der Mistral im Tal der Rhone in Frankreich. http://de.wikipedia.org/wiki/Mistral_(Wind) .
Vereinzelt sind auch in Deutschland solche Effekte zu beobachten wie z.B. im Tal der Eder. Einheimische sprechen vom Edergebläse.
Wo auch immer eine Anlage steht, sie ist ein Eingriff in die Natur wie vieles andere auch. Da kann ich nur an eine gewisse
Toleranz appellieren. Talanlagen sieht man nicht aus der Ferne, dafür wirken sie von den umliegenden Hügeln aus gesehen größer als Anlagen auf Kuppen, die dafür aus der Ferne gut zu sehen sind. Auch Strommasten, Sendemasten, Autobahnbrücken oder konventionelle Kraftwerke gehören nicht unbedingt zu den ästhetisch wertvollsten Baudenkmälern, werden aber auch benötigt, um die Bedürfnisse der Gesellschaft zu befriedigen. (Am ehesten ließen sich da noch die Strommasten beseitigen. Nach einem Patent von Werner Berends könnten die Hochspannungsleitungen vorteilhafter im Boden verlegt werden.)
Immerhin bringen Windräder ja auch einmal Gewerbesteuer in die Gemeinde. Zumindest 90 bis 95% sollte man da schon raushandeln. Damit überhaupt Gewerbesteuer anfällt, muß der Windpark Gewinne erzielen. Dazu müssen halt Windräder in der Regel auf einen Hügel und nicht hinter einem Hügel oder in einem Tal stehen, sonst hat keiner was davon es sei denn eine Windmessung beweist ausnahmsweise das Gegenteil
Was den Tourismus betrifft, da hat man in der einen Gemeinde Angst ihn zu verlieren. Die andere Gemeinde dagegen nutzt die Anziehungskraft der Windräder für die Werbung, durch Gestaltung von Infotafeln über Windenergie, und Verlosung von Tumbesteigungen.
8.) Die Drehung der Rotoren wirke störend.
Mit ca 30 bis 60 Flügelschlägen pro Minute liegt die sichtbare und hörbare Frequenz im Bereich knapp unter der Herzschlagfrequenz von etwa 45 bis 70 pro Minute. Auch Uhren mit einem Takt von 60 pro Minute werden als fremdes Dauergeräusch akzeptiert. Gefühlsmäßig würde ich Frequenzen knapp unter einem Hertz als verträglich bewerten, eventuell sogar als beruhigend. Durch eine ausreichende Entfernung von mindest 500 m besser 1000 m zu bewohntem Gebiet nach Osten, Süden und Westen ist auch der Schattenwurf auf wenige Minuten am Morgen und Abend beschränkt und für einen bestimmten Ort auch nur auf wenige Tage im Jahr. Zur Not kann man die Anlage auch mal kurzzeitig anhalten. Dies halte ich für besser, als eine Höhenbegrenzung. Ich habe sogar schon von einem Fall gehört, wo durch einen höheren Turm die Schattenwurfzeit vermindert werden konnte.
Hohe Anlagen bedeuten weniger Anlagen. Und weniger Anlagen wirken auch weniger störend. Außerdem strahlen große Anlagen mehr Ruhe aus, weil sie langsamer laufen.
Der Discoeffekt (Spiegel der Flügel) ist bei den neuen Windrädern kaum noch zu beobachten, da die Oberfläche der Flügel absichtlich matt gestaltet wird. Trotzdem ist dies eines der Argumente, die von Windkraftgegner fast schon gebetsmühlenartig abgespult wird.
9.) Windkraftanlagen würden zuviel Fläche verbrauchen.
Es ist richtig, daß auch für das Fundament und die Kranstellfläche Fläche dauerhaft verbaut werden muß. Für ein in 2008 übliches großes Windrad mit einer Nennleistung von ca 2000 kW rechnet man mit ca 2500 m². (50m *50 m). Zwar ist beim Aufbau etwa die doppelte Fläche nötig. Diese wird nach der Inbetriebnahme entweder wieder aufgeforstet, oder wieder landwirtschaftlich genutzt. Bis auf wenige Ausnahmen reichen die vorhandenen Forst- und Landwirtschaftswege für die Anfahrt einer Windkraftanlage aus. Selbst ein Kran mit 96 Tonnen Eigengewicht ist nicht breiter als übliche Land- oder Forstmaschinen. Auch deren Achslast ist nicht höher als die eines landwirtschaftlichen Anhängers.
An einem guten Standort bringt so eine Windenergieanlage gut 5 Millionen Kilowattstunden im Jahr, Strom für ca 1250 Haushalte. Geht man davon aus, daß ein Zweifamilienwohnhaus gut 800 m² an Bauplatz verbraucht, dann sind das pro Haushalt gut 400 m². Der Flächenbedarf für die Stromerzeugung für einen Haushalt durch Windkraft liegt dagegen nur bei 2 m².
Im Vergleich dazu ist für Solarzellen etwa die 35-fache Grundfläche nötig. Für Biogas auf Basis von Mais braucht man sogar etwa die 35-fache Fläche der Solarzellen also die über 1200-fache Fläche der Windkraft. Nun muß man aber dem Solarstrom zugute halten, daß meist ungenutzte Flächen genutzt werden. Auch Biogas wird zum Teil auf stillgelegten Flächen erzeugt. Zumindest teilweise kommt auch Gülle zum Einsatz, die keine extra Fläche benötigt. Strom aus Biogas ist auch weitgehend CO2-neutral. Trotzdem sollte man sich der Unterschiede bewußt sein. Ein einziges großes Windrad bringt auch im Binnenland soviel Strom wie aus ca 300 bis 330 ha Mais gewonnen werden kann. So ein Feld ist immerhin 1 km breit und 3 km lang und damit so groß wie eine Kleinstadt mit ca 3000 Häusern und damit vermutlich ca 15000 Einwohnern.



 

 





Grundprinzipien von Windenergieanlagen (WEA)

Bewegungsenergie des Windes wird zunächst umgewandelt in
Rotationsenergie, diese wiederum durch einen Generator in
elektrische Energie.


Vertikalachser

Darrieus-Rotor
Heidelberg-Rotor
Savonius-Rotor.
Eine Windkraftanlage nach Darrieus-Savonius-Kombination gibt es schon mit 0,5 kW Leistung, wobei der Savoniusrotor als Anlaufhilfe für den Darrieus-Rotor dient. Ob Anlagen dieser Bauart in Kalifornien wohl höhere Leistungen haben? Nach bisherigen Erfahrungen bin ich da eher etwas skeptisch, was das Kosten-Nutzen-Verhältnis anbelangt. Gerne lasse ich mich auch vom Gegenteil überzeugen, von jemand der schon so eine Anlage mit Erfolg laufen hat.
Weitere Informationen zu Vertikalachsern finden Sie auf einer Seite von Energiewelten
Auf der Seite http://www.allsmallwindturbines.com/midden.htm sind auch Hinweise auf einige Vertikalachser zu finden.
Gerade bei Vertikalachsern gibt es immer wieder Schlagzeilen mit besonders günstigen Preis-Leistungsverhältnis. Der einen oder anderen Sache bin ich schon nachgegangen. Bisher konnte mich noch keines dieser Wunderräder von meiner Skepsis befreien. Weitere konkrete Hinweise am besten Leistungskuven nehme ich gerne entgegen.


Der Wirkungsgrad für die Umwandlung der Windenergie in die mechanische Energie beträgt für den
Savoniusrotor 23 %,
Darrieusrotor 37%.

 

 



Horizontalachser

Die meisten Firmen setzten auf den Horizontalachser, mit Rotor wie z.B. deutsche und dänische Hersteller.
Jedem, der sich intensiver mit Windrädern beschäftigen will, kann dazu ich eine sehr gute dänische Seite in deutsch empfehlen. http://www.windpower.org/de/tour/
Viele kleine Horizontalachser sind auf der Seite http://www.allsmallwindturbines.com/midden.htm zu finden. Da diese kleinen Anlagen in der Regel für Aufbau auf Dächern oder in Gärten gedacht sind, sehe ich das Potential für Störungen größer als bei großen Anlagen in sicherer Entfernung zumal diese Kleinanlagen auf recht hohe Drehzahlen kommen.

Wirkungsgrad
theoretischer Flügelwirkungsgrad 59%, seit 2005 tatsächlich bis 53% von Enercon in der Spitze erreicht.
tatsächlicher Gesamtwirkungsgrad 45% bis 50%
mechanischer Wirkungsgrad (Getriebe) und
elektrischer Wirkungsgrad (Trafo) beeinträchtigen den Gesamtwirkungsgrad



 

 

Grundlagen


Die Leistung eines Windrades hängt im wesentlichen von vier Parametern ab

linear vom Wirkungsgrad und damit der Kunst des Hersteller sich den theoretischen 59% zu nähern
linear von der Dichte der Luft, die bei 500 m über NN nur noch 1,14g/cm³ gegen über 1,225 g/cm³ auf NN beträgt.
reziprok von der absoluten Temperatur, was bei 30 Grad C gegenüber 0 Grad C eine um 10% geringere Dichte bedeutet.
im Quadrat vom Rotordurchmesser, was den Vorteil von großen Windrädern erklärt
in der 3. Potenz von der Windgeschwindigkeit und damit entscheidend vom Standort und er Nabenhöhe



 

 



Windgeschwindigkeit

Die Abhängigkeit des Ertrages von der 3. Potenz der Windgeschwindigkeit bedeutet, daß sie der Hauptparameter ist.
Würde an einem Standort immer der gleiche Wind wehen z.B. mit 6 m/s, so hätte man einen Ertrag von x*6³ = x*216 wobei x der Faktor für Dichte, Wirkungsgrad und Rotorfläche ist, der für dieses Beispiel als konstant angenommen wird. Die gleiche mittlere Geschwindigkeit kann man theoretisch auch erhalten, wenn der Wind die halbe Zeit mit 12 m/s bläst und die andere Hälfte überhaupt nicht. Der Ertrag wäre dann theoretisch ½*x*12³ = x*864. Das ist der vierfache Ertrag bei gleicher mittlerer Windgeschwindigkeit. Dieses Beispiel soll zeigen, wie wichtig es ist, neben der Durchschnittsgeschwindigkeit auch die Windverteilung anzugeben.
Oft sind Leistungsdaten von Windenergieanlagen auf die Standardverteilung mit dem Formfaktor k=2 (Rayleigh-verteilung) angegeben. In der Praxis sind die Windverteilungen meist enger, man kann auch sagen steiler.
Bild 3 zeigt verschiedene Windgeschwindigkeitsverteilungen.
Die blaue Kurve ist bereits steiler als die Rayleighverteilung mit einem Weibull-Faktor von k=2,3
Die grüne Kurve hat einen noch größeren Weibull-Faktor bei gleicher durchschnittlicher Windgeschwindigkeit.
Die rote Kurve soll einen guten Küstenstandort darstellen, mit beachtlichem Anteil über 18 m/s. (kleinerer Weibull)
die graue Kurve kennzeichnet einen nicht allzu guten Binnenlandstandort. (Weibull geschätzt ca k = 2,5)
Bild 3: mögliche Windgeschwindigkeitsverteilungen an verschieden Standorten
Windgeschwindigkeitsverteilungen
 


 

 



Leistungskennlinie

Die Leistungskennlinie wird der physikalischen Tatsache gerecht, daß die Windgeschwindigkeit mit der 3. Potenz in die Leistung eingeht. Daneben geht der Wirkungsgrad der Anlage mit ein. Kurz vor Erreichen der Nennleistung und oberhalb dieser macht sich der schlechtere Flügelwirkungsgrad wegen absichtlicher Blattwinkelverstellung und nicht optimaler Drehzahl vor allem bei Anlagen mit einer oder zwei konstanten Drehzahlen stärker bemerkbar. Mechanische Reibung und Bildströme haben vor allem im unteren Leistungsbereich bis 4 m/s dominanten Einfluß. Ob gegen die Reibung Spezialöle der Fa. Mathy aus Soltau. was brächten? Ich denke schon. Positive Untersuchungen gibt es dazu von der TU Dresden und der TU Hamburg-Harburg. Auch persönliche Erfahrungen mit Mathy-Produkten sprechen dafür. Ein Arbeitskollege berichtete mir sogar von einem Fall, wo dank Mathy aufgrund verringerter Reibungwärme auf ein zusätzliches Kühlaggregat für eine Hydraulikanlage verzichtet werden konnte.
Die blaue Kurve von Bild 4 basiert auf einer bei verschiedenen Windgeschwindigkeiten tatsächlich vermessenen Kennlinie. Die anderen Linien sind fiktive Kurven, für gleiche Rotordurchmesser mit unterschiedlicher Nennleistung.
Von den allen Leistungswerten wurde drei Prozent der jeweiligen Nennleistung abgezogen, um nachgeschaltete Verluste insbesondere durch Transformator und andere elektrische Bauteile zu berücksichtigen. Negative Werte wurden durch Null ersetzt, da bei zu schwachen Wind Anlagen generell vom Netz genommen werden.
Die Windgeschwindigkeiten für die maximale Leistung treten vor allem im Binnenland nur selten auf. Daher besteht generell bei der Interpretation dieser Kurven die Gefahr, die maximale Leistung eines Windrades leicht überzubewerten.
Bild 4: Leistungskennlinien
Leistungskennlinien
 


 

 



Einfluß der Windverteilung auf den Ertrag

In Bild 5 wird nun anhand eines praktischen Beispiels demonstriert, daß trotz gleicher Durchschnittswindgeschwindigkeit sich bei unterschiedlicher Windverteilung andere Erträge ergeben.
Bei 6,24 m/s macht sich ein Generator mit hoher Leistung (2000 kW oder 7500 kW) im Ertrag bei breiterer und damit flacherer Windverteilung schon deutlich positiv bemerkbar, weil er die höheren Windgeschwindigkeiten besser nutzen kann. Dieser Mehrertrag wird allerdings nur im Spitzenleistungsbereich hinzugewonnen. Schwächere Generatoren wie z.B. die Anlage mit 750 kW dagegen können eine enge Windverteilung besser ausnützen.
Die zum Teil übliche Praxis, für Standorte eine mittlere Windgeschwindigkeit anzugeben, halte ich daher für nicht ausreichend, wenn kein Hinweis auf die Verteilung gegeben ist, weil neben der mittleren Windgeschwindigkeit die Windverteilung ein entscheidendes Kriterium für die Auswahl von Rotordurchmesser und Generator sein sollte.
Bild 5: Durchschnittsleistung als Funktion der Nennleistung
Durchschnittsleistung als Funktion der Nennleistung
 


 

 



theoretische Auslastung

Je niedriger die Durchschnittsleistung einer Anlage ist und um so größer die Nennleistung, desto geringer ist deren Auslastung also die Durchschnittsleistung im Verhältnis zur Nennleistung.
Für Rotoren von z.B. 82 m Durchmesser liegt die Nennleistung üblicherweise zwischen 1500 kW und 2000 kW.
Nach Abzug der Sicherheitabschläge sollte die plangemäße durchschnittliche Mindestauslastung (Sollauslastung) über 22% oder bzw. über 1900 Volllaststunden liegen damit das Ganze sowohl volkswirtschaftlich als auch betriebswirtschaftlich einen Sinn ergibt. Diese Grenze wird bei einer 2000 kW Anlage mit Rotordurchmesser von 82 bei weniger als 6 m/s Windgeschwindigkeit auf Nabenhöhe unterschritten, je nach Windverteilung mehr oder weniger stark. Längere Flügel in Verbindung mit schwächeren Generatoren können auch noch schwächeren Wind einigermaßen sinnvoll nützen.
Meine Zielvorstellung zur Auslegung von Windenergieanlagen geht eher in Richtung 3000 Jahresvollaststunden oder 35 % Auslastungsgrad, also deutlich geringen geringeren Nennleistungen bezogen auf den Rotordurchmesser als heute für das Binnenland üblich. Zur Durchsetzung dieses Ziels empfehle ich eine Änderung des EEG
Wie Bild 6 zeigt, steigt die Auslastung bei kleineren Generatoren an, um so mehr je enger die Windverteilung ist, was gerade für Binnenstandorte zutrifft.
Bild 6: Auslastung als Funktion der Nennleistung
Auslastung als Funktion der Nennleistung
 


 

 



Leistungsverteilung

flachere Windverteilung mit 6,24 m/s.

Bei dem Diagramm Leistungsverteilung ist die Fläche unter der jeweiligen Kurve ein Maß für die Windernte. Die Leistungsverteilung erhält man durch Multiplikation der Werte für die Windverteilung mit den Werten der Leistungskennline..
In Bild 7 sieht man ausgehend von einer Standardwindanlage von 82 m Durchmessser und 1500 kW recht schön, daß bei den höheren Windgeschwindigkeiten im Bereich von 11 bis 15 m/s leichte Zugewinne einer 2000 kW-Anlage auftreten. Bei den Windgeschwindigkeiten unter 9 m/s geht ein Teil dieser Mehrerträge wegen höherer Eigenverluste wieder verloren. so daß nur noch ca. 5 % Vorteil übrigbleiben. Eine 2000 kW–Anlage sollte dann auch höchstens 5 % mehr kosten, um für diesen Standort wirtschaftlicher zu laufen als eine 1500 kW-Anlage. Noch größere Generatoren bringen an diesem Standort keinen weiteren Ertragsvorteil.
Ein
1000 kW-Generator kann das Maximum an Windenergiepotential an diese, Standort nicht mehr ganz ausnützen, was einer Ertragseinbuße unter Berücksichtigung von geringeren Verlusten bei leichtem Wind im Vergleich zur 1500 kW-Anlage von ca 13% entspricht. Ein 750 kW Generator mit Rotordurchmesser 82 m würde hier schon ein beachtliches Potential von einem knappen Viertel an Windenergie im Vergleich zur 1500 kW-Strommaschine verschenken, weil er bereits Winde über 8 m/s nur noch mangelhaft verwerten kann. Winde von 8 bis 10 m/s stellen für das Binnenland aber das Hauptenergiepotential dar, obwohl sie nur annähernd halb so oft wehen wie die Hauptwinde von 4 bis 6 m /s.
Wie ich unter Abschnitt Windenergieanlagenplanung dargelegt, könnte es unter volkswirtschaftlichen Gesichtspunkten durchaus Sinn machen, diese energiereichen Winde nur zum Teil zu nutzen.
Das betriebswirtschaftliche
Optimum für diesen Standort und diesen Rotordurchmesser schätze auf etwa 1200 kW bis 1500 kW Nennleistung.
Bild 7: Leistungsverteilung bei flacher Windgeschwindigkeitsveteilung
Leistungsverteilung bei flacher Windgeschwindigkeitsveteilung
 


 

 



steile Windverteilung mit 6,24 m/s

Bei einer steileren Windverteilung ist die Fläche unter der grünen Kurve (1000 kW) nur etwas kleiner als die unter der blauen (1500) kW oder roten (2000 kW). Dies deutet auf geringe Ertragsunterschiede hin. Man sieht daraus, wie wichtig für die Planung einer Windenergieanlage die Kenntnis der Windverteilung ist. In diesem Fall wäre also eine 1000 kW-Anlage für einen Rotordurchmesser von 82 m auch aus betriebswirtschaftlicher Sicht schon völlig ausreichend, welche den Hauptbereich des Windes von 7 bis 9 m/s noch gut abdeckt. Gegenüber einem 1500 kW-Generator läge die Ertragseinbuße nur bei ca 6%. Um diesen Satz sollte sie auch billiger sein. Ob es in der Praxis allerdings derart steile Windverteilungen gibt?. Es soll mehr ein Anschauungsbeispiel sein. Weiterhin sieht man wie dramatisch sich bei einer solchen Windverteilung eine Überdimensionierung des Generators auswirkt.
Bild 8: Leistungsverteilung bei steiler Windgeschwindigkeitsveteilung
Leistungsverteilung bei steiler Windgeschwindigkeitsveteilung
 


 

 



schlechter Binnenlandstandort

Für diesen schlechten Binnenlandstandort halte ich betriebswirtschaftlich eine 1000 kW-Anlage für noch am besten geeignet. Auch wenn ich es volkswirtschaftlich für sinnvoll halte, den Strom da zu produzieren, wo er verbraucht wird, also auch an schlechteren Binnenstandorten, so wird wohl der einzelne Anlagenbetreiber an einem solchen Standort zum Beispiel 2004 oder 2005 nicht auf seine Kosten kommen.
Bei einem Referenzertrag von 24555 MWh in 5 Jahren für eine NEG Micon 1500/82 müßte sie für die geforderte 60 % des Referenzertrages gemäß EEG 2946 MWh pro Jahr erzielen, was einer durchschnittlichen Auslastung von 22,42% entspricht. Wie unter Abschnitt Auslastung zu sehen, ist an diesem Standort nur mit einer Auslastung von ca 20 % zu rechnen. Dieser Standort mit diesem Windrad fällt damit deutlich unter die 60 % Regelung des neuen EEG, und damit aus der Förderung. Ich sehe diesen Passus im EEG durchaus positiv. Es verhindert Anlagen, die sich für den potentiellen Betreiber zur Zeit einfach nicht rechnen und ihn somit vor dem sicheren Verlust bewahren. Bei noch effektiveren und später vermutlich auch billigeren Windrädern könnte dann das EEG angepaßt werden, dahingehend, daß zumindest Anlagen mit verhältnismäßig großen Rotoren wieder gefördert werden.
Bild 9: Leistungsverteilung an einen schlechten Binnenstandort
Leistungsverteilung an einen schlechten Binnenstandort
 


 

 



optimaler Standort

Umgekehrt sieht es bei diesem optimalen Standort aus, der seine maximale Energie in Windintervallen von über 12 m/s zur Verfügung stellt.
Hier macht bei einen Rotordurchmesser von 82 m nur eine Anlage von deutlich über 2000 kW Anlage einen Sinn. An einem solchen Ort wird man wohl kein Windrad aufstellen das bei 18 m/ s abschaltet, sondern erst deutlich über 25 m/s auf eine Sicherheitsabschaltung angewiesen ist Solche Orte mit Durchschnittswinden über 9 m/s dürften an Land recht rar sein, sondern eher auf offener See (offshore) vorkommen.. Im Meer sind auch Anlagen über 6 MW mit Rotoren von über 120 m Durchmesser in Planung und im Pilotmaßstab schon im Einsatz, vermutlich um die anteiligen Kosten für das Fundament gering zu halten.
Je nach Windrad ist ein Mehrertrag von bis zu 200 % gegenüber dem guten Binnenstandort möglich. Die Flächen unter den jeweiligen Kurven als Maß für den Ertrag sprechen für sich.
Die alte Weisheit der Windmüller, daß an der Küste die Größe des Generators den Ertrag bestimmt, laßt sich hier eindrucksvoll ablesen.
Bild 10: Leistungsverteilung an gutem Küstenstandort oder Off shore (auf dem Meer)
Leistungsverteilung an gutem Küstenstandort oder Off shore (auf dem Meer)
 


 

 





Rotorfläche

Die folgenden beiden Leistungsverteilungen beruhen auf Leistungskennlinien der Anlagen REpower MD77 energy plus und NEG NM82 vermessen nach DAR-Richtlinien (Deutscher Akkreditierungsrat)
Ein Vergleich der Rotorfläche mit dem Ertrag ist nur bei ähnlichen Flügeltypen möglich, was ich hier für einigermaßen gegeben halte. Neu entwickelte Flügel wie die der Enercon E70 und vermutlich auch die der E82 haben einen anderen Flügelwirkungsgrad und können wiederum nur untereinander verglichen werden, um den Effekt der Fläche darzustellen.

flache Windverteilung mit 6,24 m/s.

Gerade im Binnenland bei Winden von im Schnitt knapp über 6 m/s, wo die Nennleistung nur selten die Begrenzung darstellt, hat der größere Durchmesser des Rotors schon einen beeindruckenden Einfluß auf den Ertrag (jeweilige Fläche unter der roten bzw. blauen Kurve) Theoretisch steigt der Ertrag mit dem Quadrat des Durchmessers, also linear mit der überstrichenen Rotorfläche. Bei den genannten Beispielen von 77 und 82 m sollte das Ertragspotential bei 82 m proportional zur Rotorfläche um 12 % höher liegen. Die Verluste wegen vorzeitiger Sturmabschaltung sind minimal. Bei schwachem Wind überwiegen also eindeutig die Vorteile des großen Rotors. Die alte Weisheit der Windmüller, daß im Binnenland die Länge der Flügel den Ertrag bestimmt, laßt sich hier gut nachvollziehen.


Bild 11: Leistungsverteilung an einem Binnenstandort zweier verschiedener Binnenwindräder
Leistungsverteilung an einem Binnenstandort zweier verschiedener Binnenwindräder
 


 

 



Starkwindstandorte

Bei Starkwindstandorten geht der Vorteil der größeren Rotorfläche zurück oder kehrt sich sogar in einen Nachteil um, wenn die Anlage nicht genügend windfest ist.
Aufgrund der unterschiedlichen Sturmabschaltung kann die Anlage mit den kürzeren Flügeln bei höheren Windgeschwindigkeiten eine ganze „Ecke“ mehr Ertrag ernten Da fallen die leichten Verluste bei geringen Windgeschwindigkeiten kaum noch ins Gewicht. In der Summe schneidet hier die Anlage mit 77 m sogar besser ab.
Für einen solchen Standort sind bei 1500 kW Nennleistung auch 77 m Rotorduchmesser noch zu hoch.
Bild 12: theoretische Leistungsverteilung zweier verschiedener Binnenwindräder an der Küste
theoretische Leistungsverteilung zweier verschiedener Binnenwindräder an der Küste
 


 

 

Nabenhöhe

grafische Darstellung

Die Windstärke nimmt vom Boden her zu. Ausgehend von 0 m/s bei einer theoretischen Höhe von ca 0,03 m bis 0,1 m (Rauhigkeitswert z) nimmt die Windgeschwindigkeit zunächst stark und dann immer schwächer zu.
Bezogen auf eine Standardhöhe von 60,0 m kann man bei einer Höhe von 138 m fast 30% mehr Ertrag erwarten. Bei nur 30 m liegt das Energiepotential dagegen schon um 24 % niedriger als bei 60,0 m. Die Angaben beruhen auf Daten der Referenzerträge der Anlagen von Vestas: V20, V47-660/200 kW, V66/1,65MW RCC, V80-2.0MW / Mode 105.1 dB, Aeromann: 33kW und Nordex: N29/250kW, N43Mk3, N60 und S70, REpower MD 70. Seit Juni 2006 habe ich die Anlagen von Vestas V90 mit bis zu 125 und Enercon E82 mit bis zu 138 m Nabenhöhe mit in die Grafik einbezogen. Da diese beiden Anlagen eine recht gute Auslastung bringen, tritt der Effekt bei höheren Naben nicht ganz so deutlich hervor, wie bei Anlagen mit geringerer Auslastung wie der MD 70 mit 114,5 m. Wohlgemerkt als Bezugsbasis wurde hier der sogenannte Referenzstandort gewählt. Im Binnenland können die Höhenabweichungen durchaus bis zum fünffachen gehen! Selbst bei 65 m auf 113 m Nabenhöhe ist schon eine Verdopplung beobachtet worden
Der Referenzertrag bei 60 m Nabenhöhe wurde auf 100 % gesetzt. 60 Meter liegt für kleine Anlagen im oberen Bereich der üblichen Nabenhöhen. Für große Anlagen stellt diese Nabenhöhe eher die untere Grenze dar. Daher wurde von diesem Wert ausgehend nach oben und nach unten gerechnet. Um den Einfluß der Rotordurchmesser zu korrigieren, wurde beim Sprung von einem Anlagentyp auf den nächsten der Prozentsatz für den Ertrag bei einer übereinstimmenden Nabenhöhe übernommen. Daher konnten für diese Aufstellung nur Windräder miteinander verglichen werden, die jeweils in mindestens einer Nabenhöhe genau übereinstimmten. Außerdem wurden für Bild 13 Anlagentypen ausgewählt, die jeweils mit einen möglichst großen Anzahl verschiedener Nabenhöhen im Einsatz sind.
Bild 13: Ertrag als Funktion der Nabenhöhe am Referenzstandort (Einen Kommentar zu diesem Bild finden Sie unterhalb des Bildes)
Ertrag als Funktion der Nabenhöhe am Referenzstandort
 


 

 



Kommentar zur grafischen Darstellung

Rein theoretisch müßte die Kurve in Bild 13 mit zunehmender Höhe immer flacher werden. Die Erträge steigen mit zunehmender Höhe tatsächlich noch stärker als auf Grund einer sich abflachenden Parabel zu erwarten wäre. Ich gehe davon aus, daß durch das stärkere Windangebot die Windenergieanlage zusätzlich in einen günstigeren Arbeitsbereich kommt. Der drittletzte Punkt in Grafik stellt eine Anlage mit 66 m Rotordurchmesser und 1,65 MW Nennleistung auf 117 m Nabenhöhe dar und erreicht dabei eine Referenzauslastung von gerade Mal 24,65% des Ertrages bei Nennleistung. Die Referenzauslastung bei dem 60 m Turm, der für diesen Vergleich ja als Basis dient, liegt dagegen nur bei 19,58%, also bereits in einem Bereich mit etwas schlechterem Wirkungsgrad.


Die optimale Nabenhöhe

Da man im Binnenland von größeren Bodenunebenheiten auszugehen hat, bedeutet dies, daß der Wind und damit auch die Erträge bei niedrigeren Nabenhöhen noch schneller abnehmen. Daraus folgt, daß sich gerade im Binnenland die Mehrkosten für einen höheren Turm auf jeden Fall rechnen sollten.
Zwischen 60 und 100 m Nabenhöhe liegt die Ertragszunahme am Referenzstandort noch bei 0,3 bis 0,4% : Im bewaldeten Binnenland wurden schon Werte beobachtet von 1,5%/m. Dies bedeutet daß der Ertrag von 60 bis auf 100 m Nabenhöhe nicht um 20 % sondern um bis zu 120% steigen kann und umgekehrt damit bei niedriger Nabenhöhe der Ertrag weniger als die Hälfte beträgt.
Ein sogenannter schwingender Turm (Gegenschwingung mit Flüssigkeit) ist dabei billiger als ein steifer Turm, welcher dafür aber eine regelbare Drehzahl zuläßt und damit immer den optimalen Flügelwirkungsgrad folgen kann. In der Praxis wird bei Höhen über 100 m auch der schwingende Türme gewählt mit dem Kompromiß von zwei verschiedenen Drehzahlen (NEG Micon), abgestimmt auf den Standort. Alle anderen Hersteller setzen meines Wissens auf den steifen Turm mit variabler Drehzahl.
Wegen sehr hoher Auflagen bei Gesamthöhen von über 150 m von seiten der Flugsicherheit, wird diese Höhe oft nicht überschritten. Bei einem Rotordurchmesser von 82 m kommt man somit auf eine maximale Turmhöhe von 109 m. Der höchste Turm, den ich bis 2006 kannte, lag bei 117 m, dafür aber mit einem kleineren Rotor von 66 m Durchmesser. In der Nähe dieses Windrades „ewige Fuhrmann“ sollen jetzt bei Hilchenbach im Rothaargebirge fünf neue große Windräder mit 138 m Nabenhöhe und 82 m Rotordurchmesser entstehen.
Mit zunehmender Höhe soll der Wind auch gleichmäßiger werden, weil sich die Turbulenzen hinter den Hindernissen mit der Höhe abschwächen. Dies wiederum sollte sich schonend auf das Getriebe und Lager auswirken und damit langfristig dazu beitragen, die Kosten zu senken.


 

 



Referenzertrag

Laut EEG vom 1.8.2004 hängt die Vergütung des Stroms vom Referenzertrag ab. Dieser Wert wird von der FWG (Födergesellschaft Windenergie e.V.) veröffentlicht aufgrund von Messungen oder Berechnungen anerkannter Gutachter. Die Datenbank enthält Ende August 2004 die Referenzerträge von 513 verschiedene Anlagen, unterteilt in mehrere Dateien für verschieden Hersteller. Am 17.06.07 sind 562 Anlagen, die dort gelistet sind. Neben dem Anlagentyp sind in der Tabelle der Rotordurchmesser, dessen Kreisfläche, die Nennleistung, die Nabenhöhe und eben der fünfjährige Referenzertrag enthalten. Die folgenden Bilder zeigen den Referenzertrag als Funktion der verschiedenen Parameter.

Darstellung als Funktion des Rotordurchmessers

Bei der Darstellung des Referenzertrags als Funktion des Rotordurchmessers erkennt man als Tendenz sehr schön die quadratische Zunahme des Ertrages mit dem Durchmesser. Gerade bei den Windrädern mit langen Flügeln ist eine deutliche Streuung sichtbar, im wesentlichen bedingt durch die Nabenhöhe und zum Teil auch durch die Optimierung der Flügel.
Bild 14: Fünf-Jahres-Referenzertrag als Funktion des Rotordurchmessers (Stand 17.06.2007)
Fünf-Jahres-Referenzertrag als Funktion des Rotordurchmessers
 


 

 



Darstellung als Funktion der Rotorkreisfläche

Bei der Auftragung des Referenzertages gegen die Rotorkreisfläche liegt theoretisch ein linearer Zusammenhang vor. Die eigentliche Gerade wird aber bei den größeren Windrädern nach oben abgebogen, weil diese in der Regel auch einen höheren Turm haben und längere Flügel, die auf Windausbeute optimiert sind. Dazu kommt vielfach eine Drehzahlregelung, die bei jedem Wind einen optimalen Wirkungsgrad garantiert.
Bild 15: Fünf-Jahres-Referenzertrag als Funktion der Rotorkreisfläche (Stand 17.06.2007)
Fünf-Jahres-Referenzertrag als Funktion der Rotorkreisfläche
 


 

 



Darstellung als Funktion der Nennleistung

Im wesentlichen zeigt sich der lineare Zusammenhang. Daß aber eine Anlage mit höherer Nennleistung nicht automatisch auch mehr Ertrag bedeutet, erkennt man an der riesigen Streuung. So ist es leicht möglich, mit ein und dem selben 1500 kW-Generator über die doppelte Menge an Ertrag zu bekommen. Die Nennleistung einer Windkraftanlage ist also lediglich das Fundament für ein gutes Ertragspotential. Ob dieses auch genützt wird oder nur zu Werbezwecken mißbraucht wird, sollte bei der Anschaffung eines Windrades genau studiert werden. Entscheidend sind im Binnenland die Flügeln und die Nabenhöhe! und nicht in erster Linie die Nennleistung. Immerhin gibt es einige 2000 kW-Anlagen, die weniger bringen als die besten 1500 kW-Anlagen.
Gerade bei den Anlagen mit 2000 kW werden sich zukünftig nach oben hin noch ein paar Punkte anfügen, so meine Prognose 2004. So sind in der Referenzdatenbank vom August 2004 z.B. die Vestas V90 mit 2000 kW oder die REpower MM92 nicht berücksichtigt. Auch GE, Nordex und auch An Bonus und Vestas bieten Anlagen im Bereich von 2 bis 3 MW. Enercon hat z.B Anlagen mit 4,5 MW, Repower hat seit Ende 2004 die erste 5 MW-Anlage in Brunsbüttel laufen. Beide sind im Juni 2007 ebenfalls nicht enthalten, die anderen schon. Warum die REpower 5M bis Juni 2007 nicht veröffentlicht ist ,hat vielleicht Geheimhaltungsgründe. Bei der Enercon ist statt der 4,5 MW die 6 MW aufgenommen.
Seit 11.04.2005 gibt es nun auch von Enercon die 2000 kW Anlage auch mit 82 m Rotordurchmesser. Sowohl diese E 82 von Enercon als auch die V90 von Vestas und die MM92 von Repower sollten in der Gruppe der 2000 kW- Anlagen bei einer Gesamthöhe von 150 m einen Referenzertrag von 30 GWh in 5 Jahren überschreiten; die V90 und die MM92 mit ca 31 GWh bis ev. 32 GWh recht deutlich, die E82 vermutlich eher knapp, soweit meine Vermutung aus dem Jahr 2005. Seit 16. Juni 2007 sind mir nun alle drei Refernzerträge bekannt. In der Klasse bis 150 m Gesamthöhe hat Enercon mit der E 82 und 31,3 GWh vor der REpower MM92 mit 31,0 GWh und der V 90 von Vestas mit 30,7 GWh die Nase vorn. Sowohl Vestas als auch Enercon haben durch weitere Varianten mit größeren Nabenhöhen ihre Binnenwindtauglichkeit verbessert. Die Enercon mit 180 m Gesamthöhe kommt auf 33,4 GWh, die Vestas V90 mit 170 m Gesamthöhe auf 32,1 GWh. Nun ist REpower wieder in Zugzwang. Daß die Flügelform der E82 erst bei mittleren Windgeschwindigkeiten von 8 bis 10 m/s die beste Wirkung zeigt, dürfte der MM92 und der V90 bei schwachen Winden von 5 bis 7 als Hauptwindgeschwindigkeiten im Binnenland zu gute kommen. Die Vorteile der großen Flügel der MM92 und der V90 bringen bei niedrigeren Windgeschwindigkeiten mehr als durch den Referenzertrag zu erwarten ist.


Bild 16: Fünf-Jahres-Referenzertrag als Funktion der Nennleistung (Stand 17.06.2007)
Fünf-Jahres-Referenzertrag als Funktion der Nennleistung
 


 

 



Windenergieanlagenplanung

dieser Abschnitt ist ab 23.09.09 ausgelagert in die Datei
www.robertmelchner.de/Windkraftplanung.htm



 

 



Nötige Veränderungen des EEG

dieser Abschnitt ist ab 23.09.09 ausgelagert in die Datei
www.robertmelchner.de/EEG.htm



 

 



Gesamtenergiekonzept

dieser Abschnitt ist ab 23.09.09 ausgelagert in die Datei
www.robertmelchner.de/Energiekonzept.htm

 

 



Linkzusammenfassung

Thema Windenergie

1.) Wikipedia ist einer freie Enzyklopädie, in der ich recht gute und einfache Erklärungen gefunden habe.
http://de.wikipedia.org/wiki/Windenergieanlage

2.)
Eine recht gute Übersicht der weniger bekannten Vertikalachser bietet folgende Seite
http://www.energiewelten.de/elexikon/lexikon/seiten/htm/050503_Windkraft_Anlagen_mit_vertikaler_Achse.htm

3.) Einen Streifzug, ausgerichtet auf Horizontalachser, bietet eine dänische Seite mit ausführlichen deutschen Anteil unter:
http://guidedtour.windpower.org/de/tour/wres/index.htm

4.) Institut, welches Windvergleiche auf Basis tatsächlicher Winderträge ermittelt, aufgeteilt nach 25 Zonen in Deutschland
http://www.btrdb.de/

5.)Dieses Institut veröffentlicht Windertragsdaten nach Monaten aufgeteilt in Binnenland und Küste
http://www.iwr.de/wind/wind/windindex/index12_10jahre.html

6.) Betreiber von Windkraftanlagen, den ich persönlich kenne; Fan von NEG Micon
http://www.sowitec.com/Deutsch/deutsch.html

7.) Zwei Bürgerwindanlagen in der Oberpfalz
www.buergerwind-freudenberg.de

8.) Betreiber von Windkraftanlagen in Nordrhein-Westfalen
http://www.sl-windenergie.de

9.) Die FWG fördert als gemeinnütziger Verein alle Belange der Windenergie
http://www.wind-fgw.de

10.) Regionaler Windenergieplaner in Baden-Württemberg
http://www.oekostrom-freiburg.de

11.) Regionaler Vertriebspartner von Anlagen für regenerative Energien in Baden-Württemberg
http://www.fesa-gmbh.de

12.) Recht größe Planungsfirma mit Schwerpunkt Brandenburg
http://www.enertrag.com

13.) Planer von Windkraftanlagen in Niedersachsen, der mir empfohlen wurde
http://www.windwaerts.de

14.)
Zwei Bürgerwindräder nähe Fürth
http://www.reuthwind.de

15.) Hersteller von Öl und Ölzusatzmittel, mit außergewöhnlicher Schwierfähigkeit auch für Windenergieanlagen
http://www.mathy.de

16.) Feinstfilter für Öl könnten auch im Getriebe von Windkraftanlagen gute Dienste leisten
http://www.trabold.de http://www.mikrofiltertechnik.de

17.) Beispiel für einen Bürgerwindpark mit viel Hintergrundinformation
http://www.rothaarwind.de

 

 



Thema Energie allgemein

1.) Markt- und Kostenentwicklung der Stromerzeugung aus Biomasse
http://www.loy-energie.de/download/EndberichtBBE.pdf (890 kB)

2.) externe Kosten der Stromerzeugung
http://www.bmu.de/files/erneuerbare_energien/downloads/application/pdf/ee_kosten_stromerzeugung.pdf

3.) Link auf Leipziger Spotmarkt Klick auf Grafik oben links verschiedene Zeiträume einstellbar)
http://www.eex.de

4.) Was sind externe Kosten?
http://www.umweltlexikon-online.de/fp/archiv/RUBsonstiges/ExterneKosten.php

5.) Vergleich von Subventionen für Strom bei verschiedenen Kraftwerken
http://www.bee-ev.de/uploads/Subventionen%20Atomenergie%20Kohle_Quellen.pdf (20 kB)

6.) Ermittlung von externen Kosten der Stromerzeugung durch Prof. Dr. Olav Hohmeyer von der Uni Flensburg
http://www.uni-flensburg.de/eum/files/Gut_11_01.pdf

7.) Ausstieg aus der Atomenergienutzung: warum, wie, wann?
http://www.uni-marburg.de/isem/WS98_99/docs/ausstieg.pdf (51 kB)

8.) Was Strom aus erneuerbaren Energien wirklich kostet.
http://www.we-at-sea.org/docs/156.pdf

9.) Kalkulation neuer Kraftwerke durch das rheinisch-westfälische Institut für Wirtschaftsforschung
http://www.rwi-essen.de/pls/portal30/docs/FOLDER/PUBLIKATIONEN/RWI_PAPIERE/RWI_PAPIER47/PAP047.PDF (142 kB)

10.) Aussagen zu Erzeugungskosten von Atomstrom widersprechen aber der Kalkulation des RWI
http://www.energie-fakten.de/html/entsorgung-kosten.html

11.) Die Koordinierungsstelle für Nachwachsende Rohstoffe
http://www.carmen-ev.de

12.) Entwicklung von Motoren die direkt mit Rapsöl betrieben werden können
http://www.elsbett.com/deu/index.htm http://www.wolf-pflanzeloel-technik.de

13.)
Das EEG ab 2009
http://www.eeg-aktuell.de/fileadmin/user_upload/Downloads_Politik/EEG_2009_BGBl_2008_2074.pdf

14.) Begründungen für das EEG 2009
http://www.eeg-aktuell.de/fileadmin/user_upload/Downloads_Politik/BMU_eeg_2009_begr.pdf

15.) Datensammlung Referenzerträge verschiedener Windenergieanlagen
http://www.wind-fgw.de/eeg_referenzertrag.htm

16.) Information über Wasserstofftechnologie und Brennstoffzellen
http://www.dwv-info.de/

17.) Szenarien zur zukünftigen Stromversorgung, kostenoptimierte Variationen zur Versorgung Europas und seiner Nachbarn mit Strom aus erneuerbaren Energien
https://kobra.bibliothek.uni-kassel.de/bitstream/urn:nbn:de:hebis:34-200604119596/1/DissVersion0502.pdf (25 MB)
http://deposit.ddb.de/cgi-bin/dokserv?idn=980961599&dok_var=d1&dok_ext=pdf&filename=980961599.pdf (25 MB)
http://www.amazon.de:80/Scenarios-Future-Electricity-Supply-Cost-Optimised/dp/1849191565 (Buchankündigung in englisch von Herbert Eppel)
http://www.poppware.de (Doktorarbeit über Optimierung und Speicherung von erneuerbaren Energien von Dr. Matthias Popp)



 

 



Hersteller

Auf folgenden Seiten habe ich mir Informationen besorgt

http://www.repower.de

deutscher Hersteller, stark aufstrebend früher Jacobs

http://www.enercon.de

Markführer in Deutschland; arbeitet ohne Gertiebe

http://www.vestas.de

Deutsche Seite des dänischen Marktführers

http://www.neg-micon.de/ (Seite nicht mehr aktiv)

dänischer Hersteller in 2004 durch Vestas übernommen

http://www.nordex.de

deutscher Hersteller, dazu gehört jetzt auch Südwind

http://www.fuhrlaender.de

deutscher Hersteller mit Nabenhöhen bis 160 m



Weitere mir bekannte Hersteller, deren Seiten ich mir nicht näher anschaute, sind:
AN Bonus, ein weiterer Deutscher, von Siemens übernommen
GE Wind Energy GmbH, gehört jetzt zu General Electric aus den USA, früher Tacke Windenergie
Gamesa aus Spanien, Marktführer in Spanien
Lagerwey aus Holland, die vom Aussehen der Windräder wohl auch ohne Getriebe arbeiten.
Seeba aus Deutschland bietet nun auch komplette Windräder an (bekannt wegen der Gittermasten)
DeWind ist auch ein deutscher, soll seit Sommer 2005 von einem indischen Investor geführt werden.
Kenersys ist mir als Hersteller seit Anfang 2009 bekannt. Dahinter steht der indische Stahlkonzern Kalyani
Eviag will in Lizenz bei geringer Fertigungstiefe vorerst die Fuhrländer FL 2.500 bauen.
Eno bisher bekannt als Windparkbetreiber baut nun auch seine eigene Anlage
Lanco Wind GmbH gehört dem indischen Mischkonzern Lanco Group und arbeitet mit Wind2Energy zusammen

Diese Seite bietet eine Sammlung kleiner Windenergieanlagen:
http://www.allsmallwindturbines.com/midden.htm

 

 



Bildersammlung

Bild 1 Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien
Bild 2 Anteil der erneuerbaren Energie an der Stromversorgung
Bild 3 Windgeschwindigkeitsverteilungen
Bild 4 Leistungskennlinien von Windenergieanlagen
Bild 5 Durchschnittsleistung von Windenergieanlagen bei verschiedenen Windverteilungen
Bild 6 Auslastung von Windenergieanlagen bei verschiedenen Winden
Bild 7 Leistungssverteilung auf Windintervalle bei verschiedenen Nennleistungen, Windverteilung Binnenland flach
Bild 8 Leistungssverteilung auf Windintervalle bei verschiedenen Nennleistungen, Windverteilung Binnenland steil
Bild 9 Leistungssverteilung auf Windintervalle bei verschiedenen Nennleistungen, Windverteilung Binnenland schwach
Bild 10 Leistungssverteilung auf Windintervalle bei verschiedenen Nennleistungen, Windverteilung offshore
Bild 11 Leistungssverteilung auf Windintervalle einer Windenergieanlage bei verschiedenem Rotordurchmesser Binnenland
Bild 12 Leistungssverteilung auf Windintervalle einer Windenergieanlage bei verschiedenem Rotordurchmesser offshore
Bild 13 Ertrag von Windenergieanlagen in Abhängigkeit von der Nabenhöhe
Bild 14 Referenzertag allerWindenergieanlagentypen als Funktion des Rotordurchmessers
Bild 15 Referenzertag allerWindenergieanlagentypen als Funktion der Rotorkreisfläche
Bild 16 Referenzertag allerWindenergieanlagentypen als Funktion der Nennleistung
Bild 17 Auslastung bei Referenzertrag der 20 Windenergieanlagentypen mit der höchsten Auslastung in 2004
Bild 17a Auslastung bei Referenzertrag der 20 Windenergieanlagentypen mit der höchsten Auslastung in 2007
Bild 17b Auslastung bei Referenzertrag der 20 Windenergieanlagentypen mit der höchsten Auslastung in 2011
Bild 17c Auslastung bei Referenzertrag der 20 Windenergieanlagentypen mit der höchsten Auslastung in 2012
Bild 17d Durchschnittstertrag pro m² Rotorfläche der 20 Windenergieanlagen mit bester Auslastung in 2012
Bild 18 Auslastung aller Windenergieanlagentypen bei Referenzertrag als Funktion der Nennleistung
Bild 18a Ertrag Windpark Scholen 2006 bei Ostwind und Westwind
Bild 18b Ertrag Windpark Scholen 2006 bei unterschiedlichen Windstärken an Westwind
Bild 20 Ertragserwartung verschiedener Windparks in Bezug auf den jährlichen Referenzertag
Bild 21 durchschnittliche Auslastung der Anlagen in verschiedenen Windparks
Bild 24 Monatliche Durchschnittsleistung des Windparks Creußen im Vergleich mit der Standardabweichung
Bild 25 Auslastung im Windpark Creußen und Scholen im November 2004 Beispiel hoher Streuung
Bild 26 Auslastung im Windpark Creußen und Scholen im Januar 2005 als Beispiel deutlich geringerer Streuung.
Bild 27 Karte der 25 Windregionen gemäß Betreiber-Datenbasis (IWET)
Bild 27a Veränderung des IWET-Windindex von Basis 1989-1999 (Vers. 99) auf 1989-2002 (Vers. 03)
Bild 27b Veränderung des IWET-Windindex von Basis 1989-2002 (Vers. 03) auf 1975-2004 (Vers. 06)
Bild 27c Veränderung des IWET-Windindex von Basis 1989-1999 (Vers. 99) auf 1975-2004 (Vers. 06)
Bild 27d Veränderung des IWET-Windindex von Basis 1989-1999 (Vers. 99) auf 1996-2009 (Vers. 11)
Bild 27e Veränderung des IWET-Windindex von Basis 1989-2002 (Vers. 03) auf 1996-2009 (Vers. 11)
Bild 27f Veränderung des IWET-Windindex von Basis 1975-2004 (Vers. 06) auf 1996-2009 (Vers. 11)
Bild 28 Auslastung im Windpark Creußen und Scholen Juli 2005 als Beispiel sehr hoher Streuung.
Bild 29 Standortgüte als Funktion der Generatorstärke
Bild 30 Auslastung als Funktion von Standort und Generatorstärke
Bild 31 geplante Vergütung gemäß Vorschlag EEG im Jahr 2008
Bild 32 geplante Vergütung gemäß Vorschlag EEG im Jahr 2012
Bild 33 Ertragserwartung gemäß Vorschlag EEG im Jahr 2008
Bild 34 Ertragserwartung gemäß Vorschlag EEG im Jahr 2012

Bild 35 Tageserträge von Gehrden im Vergleich mit Schliekum II
Bild 35a Vergleich der Auslastung von E70 E82 NM 82 und MM82
Bild 35b Abschätzung der Auslastung von E70 E82 NM 82 und MM82 Basis NM82
Bild 35c Vergleich Vergütung Vorschlag EEG 2008 E70 E82 NM 82 und MM82
Bild A
Standorte der Anlagen zur Erzielung einer guten Grundlastfähigkeit von Windenergieanlagen
Bild B
Tagesauslastung der Anlagen E70 mit 2300 kW Nennleistung in verschiedenen Regionen
Bild C Tagesauslastung der Anlagen E82 mit 2000 kW Nennleistung in verschiedenen Regionen
Bild D Grundlastanteil in verschiedenen Regionen E70 mit 2300 Nennleistung und E82 mit 2000 kW Nennleistung
Bild E gesicherte Leistung als Funktion der Wahrscheinlichkeit
Bild F gesicherte Leistung als Funktion der zeitlichen Verfügbarkeit
Bild G
EEG-Umlage 2013 bei Änderung der Berechnungsbasis
Bild H0 Zusammensetzung der EEG-Umlage 2014

Bild H
Zusammensetzung der EEG-Umlage 2013
Bild H1 Zusammensetzung der EEG-Umlage 2012
Bild H2 Zusammensetzung der EEG-Umlage 2011
Bild H3 Zusammensetzung der EEG-Umlage 2010
Bild H4 Zusammensetzung der EEG-Umlage 2009
Bild J0 Differenz EEG-Umlage 2014 - 2013

Bild J
Differenz EEG-Umlage 2013 - 2012
Bild J1
Differenz EEG-Umlage 2012 - 2011
Bild J2
Differenz EEG-Umlage 2011 - 2010
Bild J3
Differenz EEG-Umlage 2010 - 2009
Bild K Differenz EEG-Umlage 2013 - 2012 mit Aufteilung des Nachholbetrages

Bild K1 Differenz EEG-Umlage 2014 - 2013 mit Aufteilung des Nachholbetrages

Bild L0 prozentuale Aufteilung der EEG-Kernumlage 2014
Bild L prozentuale Aufteilung der EEG-Kernumlage 2013
Bild M
prozentuale Aufteilung der EEG-Kernumlage 2013 bei um 3 ct/kWh höherem Börsenpreis
Bild N0 prozentualer Anteil der Stromerzeugung im Rahmen des EEG 2014
Bild N prozentualer Anteil der Stromerzeugung im Rahmen des EEG 2013

Bild O Zusammensetzung der EEG-Umlage 2013 bei 3 ct/kWh höherem Börsenpreis
Bild P Anteil von privilegiertem Letztberbrauch von 2009 bis 2013
Bild Q Erhöhung der EEG-Umlage durch Privilegierun von 2009 bis 2013
Bild R0 Preisabstand EEG-Strom zu Börsenpreis 2014
Bild R Preisabstand EEG-Strom zu Börsenpreis 2013

Bild S Preisabstand EEG-Strom zu Börsenpreis 2012
Bild T Preisabstand EEG-Strom zu Börsenpreis 2011
Bild U Preisabstand EEG-Strom zu Börsenpreis 2010
Bild V Preisabstand EEG-Strom zu Börsenpreis 2009
Bild W Gegenüberstellung von Phelix Baseload Year Future und der EEG-Umlage 2009 bis 2013
Bild Z Preisveränderung EWS 2013



> Homepage

Aufbau

> Pfeile >>>

> pers. Infos

> rechtl. Hinweis

> Impressum