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Windenergie Seminare und Tagungen in Essen und Hamburg

Hier finden Sie alle Seminare und Tagungen im Bereich Windenenergie. Aktuell sind die folgenden Seminare gefragt: Windfarmplanung, Grundlagen Windenergie, Financial Due Diligence – Modellbasierte Wirtschaftlichkeitsbewertung
von Windenergieprojekten, Windenergie für Nicht-Techniker, Technische Betriebsführung onshore, Technische Betriebsführung von Windenergieanlagen, Offshore, Kaufmännische Betriebsführung, Baugrunderkundung und Baugrundverbesserung sowie Gründungen bei Windenergieanlagen, Direktvermarktung von Windstrom, Türme und Gründungen von Windkraftanlagen, Elektrische Systeme von Windenergieanlagen, Regelung und Optimierung von Windenergieanlagen, Gründungen und Fundamente, Netzrückwirkungen, Anlagenbauverträge, Korrosionsschutz, Offshore Anlagen, Dynamik Belastung und Entwurf von Windkraftanlagen, Simulation, Schallmessung bzw. Wind und Schall, Finanzierung, Netzanschluss, Leitungs- und Wegerechte, Lidar und Gefährdungsbeurteilung, Schaltberechtigung, Arbeitssicherheit, Krananlagen, Windenergie für Stadtwerke.


Gute Gründe für den Besuch des HDT Seminar- und Tagungsangebots im Bereich Windenergie:

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  • viel Raum für Erfahrungsaustausch
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  • unabhängig von Verbandsinteressen
  • unabhängig von Industrieinteressen
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Unser Veranstaltungsangebot:

Browser URL 100x70 Werkstoffe/Windkraftanlagen
Metallische Werkstoffe für Windkraftanlagen
07.06.2016 in Essen
Browser URL 100x70 Regelung von Windenergieanlagen
Last- und Leistungsoptimierte Regelung von Windenergieanlagen
08.06.2016 - 09.06.2016 in Essen
Browser URL 100x70 Financial Due Diligence Windenergie
Financial Due Diligence - Modellbasierte Wirtschaftlichkeitsbewertung von Windenergieprojekten
09.06.2016 - 10.06.2016 in Essen
Browser URL 100x70 Grundlagen Windenergie
Grundlagen Windenergie
14.06.2016 - 15.06.2016 in Hamburg
Browser URL 100x70 Projektfinanzierung Windparks 6h Regelung
Zukünftige Projektfinanzierung von Windparks - Umgang mit der '6 h Regelung' (§24 EEG) und mögliche Konsequenzen eines Ausschreibungsmodells - Was rechnet meine Bank?
14.06.2016 in Essen
Browser URL 100x70 Rotorblätter Rotor Blades
Rotorblätter von Windenergieanlagen
16.06.2016 - 17.06.2016 in Essen
Browser URL 100x70 Betriebsführung Offshore-Windparks
Technische Betriebsführung von Offshore-Windkraftwerken
22.06.2016 - 23.06.2016 in Cuxhaven
Browser URL 100x70 Elektrische Komponenten für Windenergieanlagen
Elektrische Systeme, Regelung und Steuerung von Windenergieanlagen
23.06.2016 - 24.06.2016 in Essen
Browser URL 100x70 Windfarmplanung Windenergieprojekte
Windfarmplanung und Projektprüfung
14.07.2016 - 15.07.2016 in Hamburg
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Kostenmanagement bei Erneuerbaren Energien
25.07.2016 - 26.07.2016 in München

Die Windenergiebranche hat sich in den letzten 20 Jahren rasant entwickelt. Mitte der 90er Jahre konnten sich die drehzahlvariablen, windgeführten Anlagen mit Blattverstellung (Pitch-Regelung) durchsetzen. Bei dieser Bauweise wird ein Synchrongenerator ohne Getriebe verwendet, wobei die variable Frequenz des erzeugten Drehstroms mittels Frequenzumrichter auf 50 Hz umgeformt und ins Netz gespeist wird. Später wurde auch der drehzahlvariable Asynchrongenerator mit Umrichtertechnik entwickelt. Bei diesem Konzept konnte eine Verringerung des Generatorgewichts mittels Getriebeeinsatz ermöglicht werden.

 

Windenergie: Stand der Technik

Kapitel 1

Die Windenergiebranche hat sich in den letzten 20 Jahren rasant entwickelt. So hat sich Anfang der 90er Jahre das sogenannte „Dänische Konzept“ weltweit auf dem Markt etabliert. Diese einfache, robuste WEA-Bauweise (Windenergieanlagen-Bauweise) mit fester Drehzahl und mit dem direkt ans Netz gekoppelten Asynchrongenerator hat eine Leistungsbegrenzung durch Strömungsabriss (Stall-Regelung).

Somit erreicht die Anlage den optimalsten Wirkungsgrad ausschließlich bei einer bestimmten Windgeschwindigkeit. Allerdings ist bei dem dänischen Konzept, aufgrund der Verwendung von Asynchrongeneratoren mit hohen Rotorblatt-, Triebstrangbelastungen und Blindleistungsbedarf zu rechnen.

Mitte der 90er Jahre konnten sich die drehzahlvariablen, windgeführten Anlagen mit Blattverstellung (Pitch-Regelung) durchsetzen. Bei dieser Bauweise wird ein Synchrongenerator ohne Getriebe verwendet, wobei die variable Frequenz des erzeugten Drehstroms mittels Frequenzumrichter auf 50 Hz umgeformt und ins Netz gespeist wird. Später wurde auch der drehzahlvariable Asynchrongenerator mit Umrichtertechnik entwickelt. Bei diesem Konzept konnte eine Verringerung des Generatorgewichts mittels Getriebeeinsatz ermöglicht werden.

Heutzutage haben die WEA-Hersteller aufgrund der stetigen Weiterentwicklung der Windenergiebranche Rotordurchmesser von bis 100 m erreicht. Abbildung 1.1 stellt die Entwicklung der Rotorgröße gekoppelt an die jährlich installierte Leistung dar.

Laut DEWI (2011) betrug die gesamte installierte Leistung am 31.12.2010 in Deutschland 27 215 MW (21 607 WEA). Die neuinstallierte Leistung in 2010 belief sich auf ins Gesamt 1 551,03 MW (754 WEA), wobei 183,4 MW (80 WEA) davon durch Repowering entstanden.

 

Kapitel 2
Aufbau
 
Im Wesentlichen besteht eine Windenergieanlage aus den folgenden Hauptkomponenten:

  • Rotor mit Rotorblättern, Nabe und aerodynamische Bremse
  • Triebstrang mit Rotorwelle, Lagern, mechanischer Bremse, Getriebe und Generator
  • Turm
  • Fundament
  • Elektrische Komponenten für Steuerung und Regelung

Rotor
Der Rotor einer WEA wandelt die im Wind enthaltene kinetische Energie in mechanische Rotationsenergie um. Hinsichtlich der Position des Rotors zum Turm unterscheidet man bei Horizontalachsern zwischen Luv- und Leeläufer. Wenn der Rotor in Windrichtung hinter dem Turm läuft, wird die WEA als Leeläufer bezeichnet. Bei einem Luvläufer hingegen läuft der Rotor in Windrichtung vor dem Turm.

Die Bestandteile des Rotors sind Rotorblätter und Nabe, an dem die Blätter angeschlossen sind. Der Aufbau eines Rotorblattes ist von den eingesetzten Blattprofilen, von der inneren und äußeren Blattgeometrie und von den verwendeten Materialien abhängig. Heutzutage werden Rotorblätter fast ausschließlich aus glasfaserverstärktem Kunststoff (GFK) hergestellt. Das moderne Rotorblatt (Abbildung 2.1) besteht aus zwei laminierten Halbschalen, die miteinander verklebt werden.  Die Stabilität des Blattes ist durch die sogenannten Holmstege gewährleistet, welche aus Sandwichmaterialien oder auch aus kohlefaserverstärktem Kunststoff (CFK) bestehen. Die Halbschalen werden mit Glas- oder Kohlefaser mit mehreren Lagen belegt und in Polyester und Epoxydharz getränkt. Als Nabenanschluss wird das Rotorblatt entweder durch Hülsen in die Blattwurzel laminiert oder durch Querbolzen fixiert. Durch ein Blitzschutzkabel in der Mitte des Rotorblattes wird bei Blitzanschlag der Strom in die Erde abgeführt.

Triebstrang

Komponenten
Bei der Anordnung der Komponenten im Triebstrang existieren drei unterschiedliche Bauformen: aufgelöste, integrierte und teilintegrierte Bauform.

Bei der aufgelösten Variante werden alle Komponenten des Triebstrangs einzeln auf dem Maschinenträger befestigt. Hier besteht eine eigenständige Rotorlagerung und separat aufgestellte Generator und Getriebe. In dieser Art und Weise werden die Zugänglichkeit aller Bauteile und das Wechseln des Getriebeöls ohne Demontage des Maschinenträgers ermöglicht. Anderseits ist die Wahrscheinlichkeit von Schäden aufgrund von Montagefehlern relativ hoch, was zu nicht vorherzusehenden Zusatzbeanspruchungen und Verschleiß führen kann.   

Die integrierte Bauform stellt eine Zusammenfassung der Funktionen der einzelnen Komponenten sicher. Die Rotorlagerung, das Getriebe und der Generator werden hier als  Block zusammengefasst, wobei allerdings eine Sonderanfertigung des Getriebes, welches ohne Demontage des gesamten Maschinenträgers nicht ausgetauscht werden kann, erforderlich ist. Vorteilhaft bei dieser Bauweise ist die Kompaktheit bei Transport und Montage.

Die teilintegrierte Bauform stellt eine Mischform der ersten beiden Formen dar. Bei dieser Bauweise wird fast ausschließlich die sogenannte Drei-Punkt-Lagerung verwendet. Das vordere Rotorlager übernimmt einen großen Teil der Rotorgewichtlasten und den Rotorschub, wobei die Kräfte direkt an die langsam laufende Getriebewelle übertragen werden. Die weiteren beiden Lager haben als Aufgabe die Abstützung des Getriebegehäuses.

Ein sehr unterschiedlicher Triebstrang ist in getriebelosen Anlagen zu finden. Hier wird ein direkt getriebener, hochpoliger Generator verwendet, wobei Nabe und Generator direkt miteinander verbunden sind. Solche WEA haben ein sehr hohes Gewicht aber auch die höchste Verfügbarkeit.

Getriebe
Das Getriebe einer WEA befindet sich zwischen der Rotorwelle und dem Generator und hat als Aufgabe die Übersetzung der Drehzahl der langsam laufenden Rotorwelle (10 – 30 U/min) auf die Drehzahl des Generators (bis zu 1500 U/min). Das Getriebe hat ein gleichbleibendes Übersetzungsverhältnis, welches von der Baugröße der WEA abhängt. Die Baugröße eines Getriebes wird durch das erforderliche Übersetzungsverhältnis zwischen Rotor- und Generatorwelle vorgegeben.

Mechanische Bremse
Die mechanische Scheibenbremse bei WEA mit einer Nennleistung kleiner als 600 kW sitzt entweder auf der langsamen Hauptwelle oder auf der schnellen Seite des Getriebes, was zu keiner Belastung des Getriebes während des Bremsvorgangs führt. Bei Anlagen mit Nennleistungen größer als 600 kW ist die mechanische Bremse auf der schnellen Welle zu finden. Hier muss bei der Konstruktion die sofortige Versetzung des Rotors aus voller Last in den Stillstand berücksichtigt werden. Im Normalbetrieb dient die mechanische Bremse als Feststellbremse.

Generator
Der Generator einer WEA wandelt die mechanische Energie in elektrische Energie um. Im Prinzip werden Drehfeldgeneratoren in  Synchron- und Asynchrongeneratoren unterteilt, wobei sich beide Varianten durch den Aufbau des Läufers unterscheiden. Bei Synchrongeneratoren folgt der Läufer dem umlaufenden Luftspaltfeld synchron, also mit gleicher Drehzahl. Die Pole des Drehfelds und die des Läufers sind quasi über das Magnetfeld fest gekoppelt. Dagegen arbeitet der Läufer des Asynchrongenerators gegenüber dem Drehfeld mit einem gewissen Schlupf.

Der Synchrongenerator zeichnet sich durch einen geringen Wartungsaufwand und hohe Verfügbarkeit sowie Zuverlässigkeit aus. Allerdings ist die Regelbarkeit eines Synchrongenerators relativ schlecht. Synchrongeneratoren bedürfen meist keine so hohen Drehzahlen wie Asynchrongeneratoren. Dadurch benötigen Synchrongeneratoren oft nur ein einstufiges Getriebe oder können ganz darauf verzichten. Asynchrongeneratoren, auch Induktionsgeneratoren genannt, haben einen hohen Wirkungsgrad, sind kostengünstig und robust.

Es bestehen unterschiedliche Generatorkonzepte:

  • Direktgekoppeltes Generatorkonzept
  • Drehzahlvariables Generatorkonzept

Bei der direkten Kopplung ans Stromnetz drehen der Synchrongenerator mit konstanter Drehzahl und der Asynchrongenerator mit nahezu konstanter Drehzahl, entsprechend der Netzfrequenz. Aufgrund der harten Kopplung (bei Synchrongeneratoren) können hohe dynamische Belastungen im Triebstrang entstehen. Deswegen wird bei einer direkten Netzkopplung meist ein Asynchrongenerator verwendet.

Um eine Reduzierung der Einflüsse von Windschwankungen zu ermöglichen, muss eine Entkopplung des Rotors vom elektrischen System erfolgen. Mittels Frequenzumrichtern mit moderner Leistungselektronik ist diese Umsetzung möglich. Dadurch ergeben sich WEA, die trotz der konstanten Netzfrequenz eine variable Drehzahl des Rotors besitzen. Hier sind drei unterschiedliche Konzepte von drehzahlvariablen WEA realisierbar:

  • Doppeltgespeister Asynchrongenerator mit Getriebe
  • Synchrongenerator ohne Getriebe
  • Permanenterregter Synchrongenerator mit einstufigem Getriebe

 
Turm

Turm und Gründung sind bei Horizontalachsern bautechnische Komponenten und unterliegen nach dem Deutschen Recht somit einen Nachweis als Bauwerk. Der Turm einer WEA sorgt für die Standsicherheit der gesamten Anlage, wobei sein dynamisches Verhalten ebenfalls von großer Bedeutung ist. Dadurch bestehen viele Anforderungen an die Türme von WEA wie der Tragsicherheitsnachweis, der Betriebsfestigkeitsnachweis und der Gebrauchstauglichkeitsnachweis. Bei dem Tragsicherheitsnachweis wird die Stabilität des Turms bezüglich Beulen überprüft und der Nachweis der Spannungen in der Turmwand erbracht. Der Betriebsfestigkeitsnachweis beinhaltet die Berechnung der Ermüdungslasten (auch fatigue) und erfolgt nach dem Nennspannungskonzept. Ein großer Einfluss auf die Lasten und damit auch auf die Tragsicherheit haben die Frequenzen und die Durchbiegung, welche zu dem Gebrauchstauglichkeitsnachweis gehören.

Eine gute Gebrauchstauglichkeit ist für die schwersten Komponenten der WEA besonders wichtig um gute Montagebedingungen und einfach einzuhaltende Qualitätsstandards sowie einen geringen Wartungsaufwand, gute Transportmöglichkeiten und einfache Arbeitsbedingungen für das Servicepersonal ermöglichen zu können.

Bei der Entwicklung eines Turms spielt der Standort eine wichtige Rolle, da Binnenlandstandorte z. B. eine größere Nabenhöhe erfordern. Küstenstandorte fordern gedrungene Türme, welche sehr hohen Extremlasten standhalten müssen. Offshore müssen bei Türmen und Gründungsstrukturen besondere Aspekte wie z. B. Wellen- und Strömungslasten, Meeressalz und Kollisionsgefahr berücksichtigt werden.

Heutzutage sind hauptsächlich Stahlrohrtürme, Gittermasttürme und Ort- und Fertigbetontürme auf dem Markt zu finden.

Bei Stahlrohrtürmen (Abbildung 2.2) ist ein transportbedingter maximaler Durchmesser von  4,3 m zu beachten. Bei der Montage werden die einzelnen Segmente mit Flanschen verbunden und der Übergang  zur Gründung mit Ankerkorb oder Stahlrohreinbauteil gewährleistet. Der Stahlrohrturm ist von den Beanspruchungen einer WEA eine optimale Lösung für mittellange Türme mit guten Transportbedingungen.

Betontürme bestehen aus vorgefertigten Betonsegmenten oder werden direkt vor Ort hergestellt. Die Fertigbetontürme (Abbildung 2.3b) bestehen aus 3,8 m hohen Fertigteilsegmenten. Ortbetontürme (Abbildung 2.3a) haben eine Kletter- oder Gleitschalung und Hüllrohre oder werden extern vorgespannt. Der Betonturm ist ebenso eine altbewährte Turmkonstruktion, die ab Höhen über ca. 110 m interessant wird. Durch seine zylindrische Form hat er das gleiche optische Erscheinungsbild wie der Stahlrohrturm.

Stahlgittermasttürme (Abbildung 2.4) haben ein Fachwerksystem mit drucksteifen Stahlprofilen und vier einzelnen Fundamenten, wobei die Verbindung zur WEA mit Stahlrohrsegment erfolgt. Hier muss der Reibbeiwert der Schraubverbindungen ermittelt werden. Der Gittermast ist eine altbewährte Konstruktion, die für Höhen ab 90 m eine kostengünstige Variante zur Rohrkonstruktion darstellt. Der Gittermast kann auch in schwer zugängliche Gebiete transportiert werden.

Bei der Montage- oder Fertigungsgenauigkeit sind die folgenden Besonderheiten der einzelnen Turmarten zu berücksichtigen:

  • Stahlrohrturm
  • sorgfältige Bearbeitung der Flanschanschlüsse und Schweißnähte
  • Imperfekte Flansche
  • Abdichtung der Flanschfuge nicht fachgerecht
  • Betontürme (Beton-Stahlrohr)
  • Hüllrohre passen nicht übereinander
  • Montage bei unzulässigen Temperaturen
  • Übergang Stahlrohr und Beton nicht fachgerecht
  • Fugen bei Fertigbeton
  • Schüttfugen bei Ortbeton
  • Gittermast
  • Durch hohe Anzahl kann vergessen werden Schrauben vorzuspannen
  • Aufrichtung erfordert gesonderte Montagehilfen
  • Vorgebohrte Löcher passen nicht übereinander

Fundament
Im Prinzip haben Onshore WEA Blockfundamente aus Beton und Stahlbewehrung. Die signifikanteste Aufgabe des Fundamentes ist das Verhindern des Kippens der WEA. Wichtige Voraussetzung bei der Dimensionierung des Fundamentes einer WEA ist die Erstellung eines Bodengutachtens, welches als Nachweis der Mindesttragfähigkeit des Bodens gilt. Weitere wichtige Faktoren, die bei der Projektierung berücksichtigt werden müssen, sind beispielsweise die meteorologischen Bedingungen vor Ort und die Gesamtmasse der Anlage.

Bei weichen Untergründen sind Sondermaßnahmen wie z. B. Pfahlgründungen erforderlich um eine zusätzliche Stabilität der gesamten Anlage sicherstellen zu können. Die Kabeldurchführung sowie die Erdung der WEA müssen vor dem Betonieren des Fundamentes erfolgen. Abhängig von der Nabenhöhe bewegen sich die Kosten für ein Flachfundament zwischen 70 und 100 €/installiertem kW (Gasch, 2010).

Elektrische Komponenten
Die elektrischen Komponenten einer WEA sind für die allgemeine Betriebsführung, Steuerung und Regelung verantwortlich. Hier sind die folgenden Größen von besonderer Bedeutung um den Betrieb der Anlage optimal und sicher gewährleisten zu können:

  • Windgeschwindigkeit- und Windrichtungserfassung mittels Anemometer und Windfahne
  • Drehzahl des Rotors und des Generators
  • Erfassung der Temperatur der Umgebung, der Lager, des Getriebes, des Generators und der Gondel
  • Überprüfung des Öldruckes – im Getriebe, der  Pitchhydraulik und des Kühlkreislaufs
  • Steuerung und Regelung des Pitch- und Azimutwinkels
  • Steuerung der Phasenlage, der Ströme und Spannungen
  • Erfassung der Vibrationen und Gondelschwingungen mittels Beschleunigungssensor.

 

Kapitel 3

Aerodynamik
B.Sc. Katja Hoppe
 
Was ist das und warum ist sie wichtig?
Die Aerodynamik in der Windenergie dient der Beschreibung der wirkenden Kräfte am Rotorblatt. Mit ihr ist es möglich die Effizienz einer Anlage zu ermitteln und somit den zu erwartenden Energieertrag einer Anlage zu bestimmen.

Was ist ein Höhenprofil?
Eine vorhandene Windströmung wird unterschiedlich von ihrer Umgebung, in Form von Bodenrauhigkeiten, beeinflusst. Während in großen Höhen sogenannte geostrophische Winde hiervon autark sind, werden die bodennahen Strömungen durch die Landschaft und Bebauungen teils stark abgelenkt. Zwischen diesen beiden Schichten „spannt“ sich das Windfeld in verschiedenen Ausprägungen, d.h. Windstärke, Windrichtung etc., auf. Im Falle der Windgeschwindigkeit nimmt diese mit wachsender Höhe zu (siehe folgende Abbildung 3.1)
 

Die Ausprägung des Windprofils wird wie schon erwähnt von Geländeeigenschaften bestimmt. Deswegen sind, in gleichen Höhen über dem Boden,  im Küstenbereich höhere Windgeschwindigkeiten zu messen als in stark bewaldeten Regionen.

Warum sind die Anlagen so hoch?
Wie im vorangegangenen Abschnitt erläutert, ist bei größeren Nabenhöhen eine höhere Windgeschwindigkeit zu erwarten und somit eine höhere Energieernte. Aus diesem Grund werden moderne 5 MW-Windenergieanlagen zumeist in Nabenhöhen von 100m installiert. Allerdings gibt es eine Höhe, ab der die Nachteile den Vorteil eines höheren Ertrags überwiegen. Diese ist erreicht, wenn die Kosten des benötigten Turms nicht mehr durch die zu erwartenden finanziellen Einnahmen gedeckt werden. Ein weiterer Grund für die Beschränkung liegt in den höher werdenden Lasten. Je höher der Turm wird umso massiver muss die Konstruktion ausgeführt werden, was deutlich mehr Platz am Standort erfordert, zu größeren Fundamenten und zu höheren Produktionskosten führt.

Welchen Einfluss hat die Aerodynamik auf die Form der Rotorblätter?
Die Strömungsverhältnisse und somit die Aerodynamik sind der formgebende Faktor von Rotorblättern. Ziel ist es eine optimale Umströmung des Rotorblatts bei gleichzeitiger Strukturstabilität zu erreichen. Anhaltspunkt hierfür ist die Kräfteverteilung am Rotorblatt. Dabei sollte der Auftrieb möglichst groß und die Widerstandskraft so gering wie möglich sein (Vgl. Tragprofile von Flugzeugen). Dies ist in Abbildung 3.2 dargestellt.

 

Kapitel 4
Umwandlung von Wind in Strom

B.Sc. Katja Hoppe
 
Wie erfolgt die Umwandlung des Windes in elektrische Energie?
Die Umwandlung der im Wind enthaltenen Energie, in Form von kinetischer Energie, erfolgt im Wesentlichen in zwei Schritten:
1.     Kinetische Energie → mechanische Energie
2.     Mechanische Energie → elektrische Energie

Durch die Windanströmung der Rotorblätter wird der gesamte Rotorstern in eine drehende Bewegung gebracht. Die dafür benötigte Energie wird dem Wind entnommen. Somit sind ca. 2/3 der kinetischen Energie in mechanische Energie umgewandelt worden. Die Umwandlung der mechanischen in elektrische Energie erfolgt über den Generator. Um von der elektrischen Energie auf die elektrische Leistung zu kommen wird die Energie mit der Zeit multipliziert.

Mit der nachstehenden Gleichung lässt sich die im Wind enthaltene Leistung bestimmen:

= 0,5 • π∙ • • ρ • v3

mit:
r : Rotorradius in m
v : Windgeschwindigkeit in m/s
ρ : Luftdichte im kg/m3

Neben der Rotorfläche geht die Windgeschwindigkeit in der dritten Potenz ein. Dies bedeutet, dass sich bei einer Anlage mit bspw. 100 m Rotordurchmesser, bei einer Luftdichte von 1,225 kg/m3 und einer Windgeschwindigkeit von 5 m/s eine Leistung von 2,5 MW ergibt. Wird die Windgeschwindigkeit auf 10 m/s verdoppelt so vergrößert  sich die Windleistung auf 19,3 MW.

Ebenfalls einen Einfluss auf die enthaltene Leistung und somit auf die gewinnbare elektrische Leistung hat die Luftdichte. So ist die Luft, unter Annahme eines normalen atmosphärischen Drucks, bei -10°C ca. 11% schwerer als bei 20°C. Somit kann mit der identischen Anlage, bei geringer Lufttemperatur mehr Energie gewonnen werden als bei warmen Temperaturen.

Ist es möglich die gesamte Energie aus dem Wind zu ziehen?
Nein, dies ist nicht möglich. Vereinfacht gesagt: Würde die gesamte Energie gewonnen werden können, würde dem Wind die notwendige kinetische Energie für seinen Stromfluss fehlen und somit würde es keinen Wind geben, von dem man Energie gewinnen könnte.

Es gibt das sogenannte Betz‘sche Maximum, welches ein Faktor ist der bei 0,59 liegt. Dieser ist auch als Leistungsfaktor bekannt und besagt, dass maximal 59 % der im Wind enthaltenen Energie gewonnen werden kann. Somit folgt, dass im Idealfall, also bei optimaler Anströmung, die Windgeschwindigkeit nach der Anlage noch 1/3 der Windgeschwindigkeit vor der Anlage beträgt.

 

Kapitel 5
Regelung
B.Sc. Katja Hoppe
 
Warum wird Regelungstechnik in einer Windenergieanlage benötigt?
Die Regelungstechnik ist der Grundbaustein der Betriebsführung. Die installierte Messtechnik gibt Informationen über den Zustand verschiedener Anlagenkomponenten oder die Umgebungsbedingungen und die Betriebsführung reagiert darauf, um anschließend wieder einen Abgleich durchzuführen. Ziel ist es die Anlage in einem optimalen Zustand zu bringen, um einen möglichst hohen Energieertrag zu bekommen und das Material gleichzeitig zu schonen, so dass die erwartete Lebensdauer erreicht werden kann.

Ein entscheidender Punkt bei diesem Thema ist die Leistungsregelung. So ist die Regeleinrichtung u. U. für ein optimales Anströmen der Rotorblattprofile zuständig. Sie ist aber auch gleichzeitig für eine Leistungsbegrenzung bzw. eine Leistungsabregelung zuständig. Diese kann entweder über die Blattstellung oder über den Generator erfolgen.

Was im Einzelnen geregelt werden kann und muss, ist stark abhängig vom Anlagentyp (Pitch-, Stall- oder Active Stall, feste oder variable Drehzahl).

Wie erfolgt die Windnachführung einer Windenergieanlage?
Die Windnachführung kann aktiv oder passiv erfolgen. Bei der passiven Windnachführung erfolgt die Ausrichtung über eine Windfahne, bei Luvläufern, und über einen selbständigen Nachlauf, bei Leeläufern.

Die aktive Windnachführung wird bei den heutigen Windenergieanlagen der MW-Klassen verwendet. Hierbei erfolgt die Ausrichtung über Azimutmotoren. Erhält die Betriebsführung von der Windrichtungsmesseinheit das Signal einer längerfristigen Richtungsänderung wird die Gondel entsprechend gedreht. Um ein unnötiges hin und her schwenken, aufgrund von kurzfristigen Windrichtungsänderung z. B. durch Böen, zu vermeiden, wird die Gondel über Bremsen auf Position gehalten, die erst bei einer langanhaltenden Richtungsänderung gelöst werden so dass der Azimutantrieb arbeiten kann.

Welche Möglichkeiten der Rotorblattstellung gibt es?
Die richtige Anströmung des Rotorblatts ist nicht nur für einen materialschonenden Betrieb sondern auch für eine Leistungsbegrenzung notwendig. Da der Generator und ggf. das Getriebe nur für eine bestimmte Leistung ausgelegt sind muss darauf geachtet werden, dass nicht zu viel Energie aus dem Wind gewonnen werden kann. Hierfür gibt es hinsichtlich der Blattanströmung drei Techniken.

Bei Pitch geregelten Anlagen können die Blätter von 0° bis 90° gedreht werden. So kann der Anströmwinkel je nach Windgeschwindigkeit optimal eingestellt werden. Im Falle zu hoher Windgeschwindigkeiten kann das Rotorblatt in die sogenannte Fahnenstellung (90°, Blattprofil steht senkrecht zur Rotorebene), mit der Nase (flache Profilseite) in den Wind, gedreht werden. In dieser Position wird keine Energie mehr gewonnen, die Anlage trudelt.

Bei Stall geregelten Anlagen können sich die Rotorblätter nicht um ihre eigene Achse drehen. Vielmehr ist das Rotorblatt so geformt und gebaut worden, dass ab einer festgelegten Windgeschwindigkeit ein Strömungsabriss (Stall-Effekt) erfolgt. Dies bedeutet, dass die Strömung am Blattprofil so turbulent wird, dass der Auftrieb für einen weiteren Betrieb nicht mehr ausreichend ist. Dadurch wird die effektive Anströmung so weit reduziert, dass die Anlage wieder im Nennbereich läuft.

Aktiv Stall geregelte Anlagen sind eine Mischung aus Pitch- und Stallregelung. Hierbei werden die Blätter, im Vergleich zu der reinen Pitchregelung, in die entgegengesetzte Richtung gedreht, also in die Rotorebene hinein. Somit zeigt während der Fahnenstellung nicht die flache sondern die spitze Profilseite nach vorne. Ein weiterer Unterschied zu der Pitchregelung liegt in den geringeren notwendigen Verstellwinkeln, aufgrund des Stallregelungsanteils.

Da die Stallregelung starke Schwankungen in der Leistungsabgabe an das Verbundnetz hervorrufen kann und die Aktiv Stall-Regelung eine stabilere Konstruktion der Nabe (höherer Materialaufwand) erfordert, wird bei modernen Anlagen der höheren Leistungsklassen in der Regel die Pitchregelung verwendet.

 

Kapitel 6
Messtechnik

B.Sc. Katja Hoppe
 
Welche Aufgabe hat die Messtechnik in der Windenergie?
Messtechnik ist ein integraler Bestandteil heutiger Windenergieanlagen. Sie ist nicht nur notwendig für die Windnachführung und den optimalen Pitch sondern bietet über dies hinaus, die Möglichkeit den Lebenszyklus einer Anlage deutlich zu verlängern. Über sogenannte „Condition Monitoring Systeme“ ist es möglich den Zustand einer Anlage permanent zu überwachen und gegebenenfalls Schädigungen im Material oder an der Struktur möglichst frühzeitig zu entdecken und gegebenenfalls gegenzusteuern.

Wie funktioniert die traditionelle Windmessung?
Im Rahmen der Windmessung werden zwei Größen messtechnisch erfasst. Zum einen die Windgeschwindigkeit über Anemometer und zum anderen die Windrichtung mit Hilfe von Windfahnen.

Das Sternenschalenanemometer lässt über seine Drehzahl eine Aussage über die Windgeschwindigkeit treffen. Die Windfahne dagegen gibt über einen Winkel Aussage über die Windrichtung. Hierfür ist diese so ausgelegt, dass sie sich immer in Richtung des Windes stellt. Aufgrund heutiger digitaler Datenübertragung erfolgt eine Umwandlung des analogen Signals in ein Digitales. Dieses lässt sich mit einem sogenannten Greycode wieder in einen analogen Wert umwandeln.

Zumeist werden Anemometer und Windfahne auf das Gondeldach, hinter dem Rotor, montiert. Die Vorteile sind, dass sich die Messtechnik hier auf Höhe des Rotors befindet und es ausreichend Platz für die Montage gibt. Zudem sind sie hier relativ leicht über einen Ausstieg aus der Gondel zu erreichen. Signifikante Nachteile liegen in den Störeinflüssen durch den laufenden Betrieb der Anlage. So wird nicht die tatsächliche Windgeschwindigkeit und Windrichtung gemessen, sondern die, die durch die Energieabnahme und der Rotationsbewegung des Rotors verursachten Größen.

Welche weiteren Methoden gibt es zur Windmessung?
Neben den bereits genannten Sternschalenanemometer und der Windfahne gibt es u. a. noch folgende Messmethoden:

Lidar ist die Abkürzung für „Light Detection and Ranging“. Hierbei erfolgt die optische Bestimmung der Windgeschwindigkeit über eine Lasermessung.

Sodar steht für „Sonic Detection and Ranging“. Dies ist ein akustisches Messverfahren zur Bestimmung der Windrichtung und Windgeschwindigkeit.

Ultraschallanemometer sind im Gegensatz zu ihrem mechanischen Gegenstück nicht so sehr verschleißgefährdet. Hierbei gibt es für jede, der zu messenden Raumrichtungen, einen Sender und einen Empfänger. Aus der Laufzeit, die ein akustisches Signal benötigt, zwischen diesen lassen sich Rückschlüsse über die Windgeschwindigkeit und dessen Richtung ziehen.

Was wird noch bei Windenergieanlagen gemessen?
Neben der bereits genannten Erfassung der Windgrößen werden in einer Windenergieanlage viele weitere physikalische Kenngrößen ermittelt. Im Folgenden werden einige Messverfahren/Messgrößen kurz erläutert.

Dehnungsmesstreifen-Messungen (DMS) dienen der Bestimmung des Schwingungsverhaltens von Anlagenkomponenten, um so Schäden zu lokalisieren bzw. kritische Betriebszustände auszumachen.

Beschleunigungssensoren messen die Kräfte an einer Komponente, die aufgrund ihrer eigenen Massenträgheit hervorgerufen werden. Über die so gewonnen Daten des betrachteten Freiheitsgrades kann dann Aussage über das Bewegungs- bzw. Schwingungsverhalten getroffen werden.

Weitere physikalische Größen, die gemessen werden, sind beispielsweise die Temperatur im Getriebe, um so u.a. die Funktionalität des Schmiermittels zu gewährleisten oder die Luftdichte innerhalb der Gondel von Offshoreanlagen, um hierüber eine Aussage über den Salzgehalt und somit über die Korrosionsgefahr einzelnen Komponenten treffen zu können.

 

Kapitel 7
Offshore

B.Sc. Kristina Spasova
 
Was ist besonderes an Offshore Windenergie?
Aufgrund des höheren Windaufkommens im Offshore-Bereich und den bereits stark ausgebauten windgünstigen Onshore-Standorten, sind Offshore-Windparkprojekte wirtschaftlich und politisch gesehen unaufhaltbar.

Die Wirtschaftlichkeit eines Offshore-Windparkprojekts hängt stark vom Standort ab um die erhöhten Investitionskosten der Netzanbindung und der Offshore WEA auszugleichen. In Deutschland konzentriert man sich, bei dem heutigen Stand der Technik, bei Offshore-Vorhaben auf Wassertiefen von ca. 30 m. Dieser Bereich liegt vor allem in der Ausschließlichen Wirtschaftszone (AWZ) der Nordsee (Abbildung 7.1). Um den Ausbau der Windenergie in diesem Bereich zu realisieren, müssen weitere Faktoren wie z. B. Seeverkehr, Seekabel, Fischerei und Umweltschutz berücksichtigt werden. Dafür wurden Vorrangsgebiete für Windenergie in der AWZ von dem Bundesministerium für Verkehr, Bau und Schifffahrt (BMVBS) und von dem Bundesamt für Seeschifffahrt und Hydrographie (BSH) ausgewiesen. Die vorgesehenen Pilotvorrangsgebietsflächen sollen die Möglichkeit bieten 10 000 MW gesamtinstallierte Leistung zu liefern. Die maximale Anzahl von WEA ist, aufgrund der großen Unsicherheit bezüglich der Auswirkungen der Windparks auf die Meeresumwelt, auf 80 Anlagen pro Windpark  in diesen Pilotgebieten begrenzt worden.

Wer ist für die Genehmigungen im Offshore-Bereich zuständig?
Die Vorrangsgebietsflächen für Offshore-Projekte werden per Antrag an das BSH ausgewiesen. Das BSH ist die zuständige Behörde für alle Genehmigungen der Offshore-Projekte in der AWZ. Im Küstenmeer, also innerhalb der 12-Seemeilen Zone, sind die einzelnen Küstenländer mit ihren entsprechenden Raumordnungsprogrammen und Baugesetzen verantwortlich.

Welche Unterschiede bestehen Offshore?
Die grundlegenden Unterschiede bei einem Offshore-Windparkprojekt sind hauptsächlich die externen Bedingungen und die Voraussetzungen an Technik, Ausrüstung und Training, die sich daraus ergeben.

Zu den externen Bedingungen zählen die schlechte Zugänglichkeit, die korrosionsgefährdete Umgebung, die deutlich höhere mechanische Lasten (im Vergleich zu Onshore-WEA), die speziellen Anforderungen an die Gründungsstrukturen, die erschwerte Errichtung, die komplexe Verkabelung und Netzanbindung sowie die langen Kabeltrassen.

Hinzu kommen zahlreiche Voraussetzungen. Hohe technische Verfügbarkeit über die gesamte Lebensdauer der WEA sowie ein entsprechender Korrosionsschutz stehen an oberster Stelle der Anforderungen. Des Weiteren ist die Optimierung der Fertigung, des Transports und der Lebensdauer der Gründungsstrukturen von signifikanter Bedeutung als Voraussetzungen für die  erfolgreiche und reibungslose Massenproduktion. Die Logistik sowie Errichtung der Anlagen sind ebenfalls wichtige Faktoren, welche insbesondere aufgrund der wetterbedingt kurzen Montagezeiten berücksichtigt werden müssen. Weiterhin spiegeln die Verfügbarkeit der Netzanschlusspunkte mit ausreichender Kapazität und die effektive Spannungsübertragung mittels Seekabeln wichtige Anforderungen an Offshore WEA wieder.

Der deutlichste Unterschied zwischen On- und Offshore WEA stellt die Gründungsstruktur dar. In Abbildung 7.2 ist eine Übersicht der zurzeit existierenden Gründungsstrukturen gegeben.

Die verschiedenen Fundamente werden abhängig der vorhandenen Wassertiefe eingesetzt. In der Regel werden Schwerkraftfundamente (Abbildung 7.2f) in flachen Gewässern bis 10 m Tiefe eingesetzt. Der Vorteil dieser Bauweise ist die Eisgangbeständigkeit. Außerdem sind Schwerkraftgründungen mit hohen Kosten verbunden, was der Grund für den ausschließlichen Einsatz in geringen Wassertiefen ist.

Monopiles (Abbildung 7.2b) werden mit Hilfe eines Pfahls in den Meeresboden gerammt und als Gründungen bis zu 20 m Wassertiefe verwendet. Bei tieferen Gewässern (ab 20 m) werden Tripiles und Tripods sowie Jacket-Strukturen (Abbildung 7.2c, d, e) bevorzugt, da diese eine bessere Verteilung der Kräfte ermöglichen. Schwimmende Fundamente (Abbildung 7.2a) werden mittels Abspannseilen im Meeresboden verankert, haben jedoch ein komplexes dynamisches Verhalten und sind mit extrem hohen Kosten verbunden.

 

Kapitel 8
Repowering

B.Sc. Kristina Spasova
 
Was ist Repowering?
Mit dem Begriff „Repowering“ wird den Ersatz kleiner, älterer WEA durch neue, leistungsfähigere Anlagen beschrieben. Das Ziel des Repowering ist das Erreichen von höheren mittleren Windgeschwindigkeiten bei größerer Nabenhöhe und somit das Erzielen eines größeren energetischen und wirtschaftlichen Ertrags.

Was spricht für Repowering?
Wichtige Gründe für ein Repowering lassen sich auch in den Standortbedingungen finden. WEA mit zu niedrigen Nabenhöhen in Wäldern, auf Hügeln und dicht an Geländekanten leiden in vielen Fällen an der sehr hohen Turbulenzintensität. Die Rotorblätter sind auf einen maximalen Wirkungsgrad bei gering gestörter, bis laminarer Strömung optimiert. Dadurch können diese den großen Anteil turbulenter kinetischer Energie an solchen Standorten nicht nutzen und verlieren daher an Wirkungsgrad. Zudem belastet die Turbulenz die Strukturen der Anlage, was zu erhöhten Wartungsaufkommen führt.

Welche Vorteile hat Repowering?

  • Moderne WEA sind effizienter und nutzen die Windenergie besser aus, was zum Sinken der Erzeugungskosten für den Windstrom führt
  • Mit größerer Nabenhöhe steigt der Energieertrag
  • Die Anzahl der WEA wird deutlich reduziert und damit wird das Landschaftsbild verbessert
  • Es besteht die Möglichkeit alte „Planungsfehler“ zu korrigieren
  • Die Windgeschwindigkeitsverteilung am Standort ist sehr gut bekannt
  • Moderne WEA sind optimiert in Bezug auf die:
    • Schallemissionen
    • Lichtreflexe
    • Bedarfsgerechte Regelung der Windenergieanlagen bezüglich Schalloptimierung und Schattenwurf
    • Erfüllung der gestiegenen Anforderungen zur Netzverträglichkeit
  • Moderne WEA haben deutlich geringere Drehzahlen und wirken auch damit optisch verträglicher als schnell rotierende ältere Anlagen
  • Die Wartungsintensität wird aufgrund der moderneren Technik deutlich reduziert
  • Die bessere Wirtschaftlichkeit des Windparks sichert den Kommunen höhere Einnahmen durch höhere Gewerbesteuererträge.

  
Welche Nachteile hat Repowering?

  • Die bestehenden Hindernisse wie die Höhenbegrenzung, Zahl und Größe ausgewiesener Eignungsgebiete
  • Die Akzeptanz durch die Kommunen und deren Bewohner .

Nicht immer müssen alte Anlagen durch neue ersetzt werden. Anlagen, die technisch und wirtschaftlich gut arbeiten, können weiterhin betrieben werden. Wenn der Ertrag den Anforderungen entspricht und der Windpark nur niedrige Wartungskosten hat, besteht wenig Grund zur Neuinvestition.

Herausforderungen beim Thema Repowering
Repoweringprojekte betreffen mehr Parteien als neue Windparks. Dadurch nimmt der Ab- und Neubau viel Zeit in Anspruch. Je mehr Investoren und Grundstückseigentümer von den alten Anlagen profitieren, desto schwieriger ist es, allen Interessen gerecht zu werden.

Besondere Regelungen sieht das EEG für „Repowering - Anlagen“ vor. Hier ist eine höhere Vergütung festgelegt - die Anfangsvergütung für die erste Vergütungsstufe ist um 0,5 Cent pro kWh erhöht. Die Bedingung ist, dass die zu ersetzenden Anlagen aus demselben oder einem benachbartem Bundesland stammen, mindestens die doppelte Leistung haben (im alten Gesetz das Dreifache der Leistung) und das Fünffache nicht überschreiten dürfen.

 

Kapitel 9
Schall

B.Sc. Katja Hoppe
 
Was führt zu einer Schallabstrahlung bei einer Windenergieanlage?
Der normale Betreib einer Windenergieanlage kann unter Umständen zu erheblichen Schallemissionen führen. Diese können durch das Getriebe, den Generator, die Windnachführung und/oder die Blatteinstellung verursacht werden. Außerdem wird bei jedem Blattdurchgang am Turm ein Strömungsriss verursacht, der zu einer erhöhten Geräuschentwicklung führen kann.

Die Schallabstrahlung einer Windenergieanlage ist nicht konstant sondern hängt u.a. von der Windgeschwindigkeit und der Luftdichte ab. Als Faustformel kann ein Pegelzuwachs von 1 dB bei einer Windgeschwindigkeitserhöhung von 1 m/s angenommen werden.

Der Schallleistungspegel nimmt mit der Ausbreitung logarithmisch ab. Werden bspw. direkt an der Anlage noch ca. 100 dB gemessen so halbiert sich dieser Pegel bereits innerhalb der ersten 500 m. Dabei wird eine Pegelabnahme von ca. 3 dB schon als eine Halbierung der wahrgenommenen Lautstärke angesehen.

Gibt es gesetzliche Regelungen bzgl. der zulässigen Schallpegel einer Windenergieanlage?
Innerhalb der Projektierung einer Windenergieanlage oder eines Windparks ist darauf zu achten, dass die gesetzlichen Vorschriften bzgl. der zulässigen Schalleistungspegel einzuhalten sind. Diese sind für Deutschland in der TA Lärm (Vorgaben der Technischen Anleitung zum Schutz vor Lärm) näher aufgeführt. So betragen bspw. die Grenzwerte für ein reines Wohngebiet tagsüber 50 dB(A) und in der Nacht 35 dB(A).

Welche Folgen kann es haben die Grenzwerte nicht einzuhalten?
Sollte sich im laufenden Betrieb herausstellen, dass die prognostizierten Schallpegel wahrscheinlich nicht eingehalten werden, ist eine Nachprüfung möglich. Der Anlagenbetreiber hat als Möglichkeit der Schallreduzierung den Betrieb bei einer geringeren Umfangsgeschwindigkeit, was zu niedrigeren Energieerträgen führt. Handelt es sich um drehzahlfeste Anlagen ist dies keine Option. Im schlimmsten Fall kann eine Abschaltung der Anlage erfolgen, um z. B. die Nachtgrenzwerte einzuhalten, was bei längeren Stillstandzeiten zu erheblichen finanziellen Einbußen führen kann.
 

Kapitel 10
Windpark

B.Sc. Kristina Spasova
 
Was muss bei der Planung eines Windparks berücksichtigt werden?
Die Planung eines Windparks stellt einen sehr zeitaufwendigen und komplexen Prozess dar. Bei der Projektierung müssen zahlreiche Faktoren von der Konzipierung des Projektes, über die gesamte Konstruktion und Umsetzung bis zum Betrieb und Wartung sowie Verwertung und Entsorgung der Anlagen berücksichtigt werden.

Grundsätzlich kann die Windparkprojektierung in den folgenden Etappen aufgegliedert werden:

  • Auswahl des Standorts
  • Finden eines Investors
  • Standortbewertung
  • Auslegung des Windparks und anschließende Optimierung
  • Planung des Windparks (allgemein und technisch)
  • Beantragen der Genehmigung
  • Konstruktion der Anlagen
  • Aufbau der WEA
  • Betrieb, Wartung und Instandhaltung der Anlagen
  • Rückbau und Verwertung

Die Kriterien, die bei der Planung des Windparks berücksichtigt werden müssen sind:

  • Das Windpotential am gewählten Standort
  • Die Infrastruktur – Zugänglichkeit und Netzanbindung
  • Die optimale Ausnutzung der vorhandenen Fläche – hier müssen Faktoren wie ländliche Ansiedlung, Landwirtschaft und militärische Sperrgebiete berücksichtigt werden.
  • Naturschutzbereiche
  • Landschaftsschutzgebiete

Diese Kriterien sind ins Besondere bei der Anordnung der Anlagen im Windpark wichtig.

Bei der Beurteilung der Windverhältnisse am Standort werden die allgemeinen meteorologischen Daten beurteilt. Hinzu kommen die Prüfung der Orographie, der Geländestruktur, der Bodenrauigkeit und der Art und Größe der Berandung des Geländes.

Bei dem Thema Infrastruktur muss an erster Stelle die Zugänglichkeit des ausgewählten Geländes in Betracht gezogen werden. Hier ist zu prüfen ob die Breite der Wege sowie ausreichend große Radien von Straßenkurven und die Belastbarkeit des Straßenbelags, speziell bei dem Transport der WEA, gegeben sind. Bei Brückenunterführungen muss zum Beispiel eine maximale Höhe der zu transportierenden Bauteilen von 4,3 m berücksichtigt werden (in Deutschland). Straßenarbeiten sowie das Durchqueren von Städten sind ebenfalls bei der Planung des Windparks zu prüfen.

Zur Infrastruktur gehört ebenfalls die Netzanbindung der einzelnen WEA und des Windparks. Die Entfernung zum nächsten Einspeisepunkt und das Spannungsniveau (Mittel- oder Hochspannungsnetz) sowie die Kapazität des vorhandenen Netzes sind signifikante Faktoren für die Planung des Windparks. Der eventuelle Ausbau und die Verstärkung des Netzes müssen gegebenenfalls auch berücksichtigt und mit eingeplant werden.   

Bei der Windparkplanung müssen zahlreiche regionale Aspekte überprüft werden. So sind z. B. die Abstände zur nächstgelegenen Siedlung aufgrund der Schallemissionen, des Schattenwurfs und der visuellen Effekten von signifikanter  Bedeutung. Einerseits für die Genehmigung des Parks durch die Behörden und anderseits wegen der Akzeptanz durch die Bevölkerung  

Des Weiteren muss überprüft werden ob der geplante Windpark die örtliche Landwirtschaft und Industrie negativ beeinflussen kann. Erholungsgebiete und Tourismus sowie Flugplätze, militärische Sperrgebiete und Landschaftsschutzgebiete müssen ebenfalls bei der Projektierung des Windparks mit einbezogen werden.

Das wichtigste Kriterium für die Umsetzung eines Windparkprojektes ist die optimale Energiegewinnung am gewählten Standort. Bei der Optimierung der WEA/ des WP müssen unter anderem die folgenden Optimierungskriterien berücksichtigt werden:

  • Energieverluste aufgrund der Abschattungseffekte
  • Materialschäden aufgrund der Abschattungseffekte
  • Transformator- und Stromleitungsverluste
  • Ausgaben für die Infrastruktur
  • Wartungs- und Instandhaltungskosten
  • Externe Bedingungen – Schallemission, Spannungsqualität, Landschaftsplanung, Naturschutz, Schattenwurf, visuelle Einflüsse
  • Recycling und Entsorgung nach 20 Jahren Betrieb

Welche Effekte entstehen innerhalb eines Windparks?
WEA, die im Windpark betrieben werden, beeinflussen sich gegenseitig hinsichtlich der mechanischen Beanspruchung und des erzielten Energieertrags. Aufgrund dessen ist die überlegte Festlegung der Abstände zwischen den einzelnen WEA von äußerst wichtiger Bedeutung um die mechanischen Beanspruchungen und Materialschädigung der Anlagenkomponenten so gering wie möglich zu halten.

Abhängig von der Windrichtung vor Ort und der Parkaufstellung kann ein unterschiedliches Beeinflussungsverhalten der einzelnen WEA beobachtet werden. Im optimalsten Fall stehen die WEA im 90° Winkel quer zur Windrichtung und werden frei angeströmt (siehe Abbildung 10.1).

Wenn die Anlagen in einer Reihe genau hintereinander betrieben werden (Abbildung 10.2), kann eine Verringerung der mittleren Windgeschwindigkeit und Erhöhung der Eingangsturbulenz beobachtet werden. Dies führt zu erhöhten Lastschwankungen und damit zu erhöhter Materialschädigung, welche in Schlagrichtung deutlich stärker ist als in Schwenkrichtung.

In Abbildung 10.3 ist der größte Effekt, hinsichtlich der Beanspruchung der WEA-Komponenten, dargestellt – die sogenannte Teilabschattung. Bei dieser Parkaufstellung ist eine Erhöhung der Eingangsturbulenz, Randwirbel und unsymmetrischen Windgeschwindigkeiten bei den im Nachlauf stehenden Rotoren zu erwarten. Hier ist eine Erhöhung der Lastschwankungen in den Torsionsschwankungen aufgrund der Teilabschattung und dadurch sehr viel größere Ermüdungsbeanspruchungen auf den Yaw-Antrieb und Materialschädigung zu beobachten.

In der Realität bestehen Windparks aus mehreren Reihen WEA und die Windrichtungsverteilung ist gleichmäßig – der Wind kommt nicht immer oder nur aus einer Richtung. Daher wird in der Regel ein gemischter Betrieb beobachtet, welcher sich aus den drei beschriebenen Situationen zusammensetzt.

Beim Genehmigungsverfahren in Deutschland wird heute einen Mindestabstand in Hauptwindrichtung von 5 D (5 x Rotordurchmesser) empfohlen.
 
 
QUELLE: B.Sc. Kristina Spasova, HOCHSCHULE BREMERHAVEN

Literatur
 
Für mehr Informationen zu den einzelnen Themen werden im Folgenden einige Bücher und Internetlinks aufgeführt:

Bücher
Gasch, R., Twele, J.; Windkraftanlagen – Grundlagen, Entwurf, Planung und Betrieb; Teubner Verlag Wiesbaden, 2010
Hau, E.; Windkraftanlagen – Grundlagen, Technik, Einsatz, Wirtschaftlichkeit; Springer Verlag Berlin Heidelberg
Meesenburg, L.; Vorlesungsmaterial im Fach Turm und Gründung, Hochschule Bremerhaven, 2009
Völker, T.; Netzanbindung, Skript zur Vorlesung, Hochschule Bremerhaven, 2010
Zeiler, M., Dahlke, C., Nolte, N.; Offshore-Windparks in der ausschließlichen Wirtschaftszone von Nord- und Ostsee, Deutscher Wetterdienst 2005
Seifert, H.; Vorlesungsmaterial im Fach Wind Energy Techniques, Hochschule Bremerhaven, 2009
Heidorn, R., Hartmut, K.; Wenn’s was Neues sein soll; Erneuerbare Energie, Dezember 2009
 Meis, J.; Geh so hoch hinauf wie möglich; Erneuerbare Energie, Dezember 2009
Seifert, H.; Auswirkungen des Repowering auf Energieertrag, Anlagenanzahl, Landschaftsbild; Institut für Windenergie Hochschule Bremerhaven, Februar 2009
Neddermann, B., Schorer T.; Repowering von Windenergieanlagen – Kommunale Handlungsmöglichkeiten;  DEWI GmbH – Deutsches Windenergie-Institut, September 2009
Gille, D.; Mehr Power: Tausche alt gegen neu; Erneuerbare Energien, Dezember 2009
Gille, D.; Repowering ist keine Geschichte vom schnellen Geld; Erneuerbare Energien, Dezember 2009
Institut für solare Energieversorgungstechnik (ISET); Effizienz der Windenergie, Auszug aus: Windenergiereport Deutschland, 2005
Seifert, H.; Normen und Richtlinien – Lastannahmen für WEA-Strukturen, 2008
Seifert,  H.,  Kröning, J.; Untersuchung des Nachlaufes von Windenergieanlagen und dessen Auswirkung auf die Standsicherheit der benachbarten WEA in Parkaufstellung; Abstandsre­gelung in Windparks; Deutsches Windenergie-Institut GmbH, Wilhelmshaven, 2003

Internet
Bundesverband WindEnergie e.V. : www.wind-energie.de
DEWI: www.dewi.de
FINO 3: www.fino3.de
BSH: www.bsh.de

 

Windenergieprojekte: Herausforderung Repowering

Repowering von Windenergieanlagen (WEA) – ein bereits seit einiger Zeit intensiv aus unter- schiedlichsten Perspektiven diskutiertes Thema, dessen Relevanz für den weiteren Ausbau der Windenergienutzung in Deutschland mit der Novellierung des Erneuerbaren-Energien-Gesetzes zum 1. Januar 2009 (EEG 2009) erneut betont und mit verbesserten wirtschaftlichen Rahmenbedingungen durch Einführung des sog. Repowering-Bonus politisch untermauert wurde.

Die mit einem Repowering, dem endgültigen Ersatz älterer in Betrieb befindlicher WEA gegen dem aktuellen Stand der Technik entsprechende leistungs- und ertragsstärkere Modelle, verbundenen Vorteile sind allgemein anerkannt. Die folgende Zusammenstellung stellt dabei nur einen Ausschnitt der im Einzelfall anzutreffenden positiven Wirkungen auf Natur- und Landschafts- sowie Anwohnerschutz, Wirtschaftlichkeit und regionale Wertschöpfung dar:

  • Steigerung des Stromertrages pro WEA und pro ha Windfarmfläche / Effizienzsteigerung durch technische Innovation (große Nabenhöhen / verbesserte technische Effizienz der eingesetzten Anlagentechnik (Leistungsbeiwert cp)) → Beitrag zum Klima- und Ressourcenschutz
  • Rückbau von WEA an aus heutiger Sicht ungünstigen Standorten („Planungsfehler aus den Anfängen der Windenergieentwicklung“) / verstreut in der Gemarkung errichteten Einzel-WEA → Verringerung der Beeinträchtigung von Mensch, Natur und Landschaft
  • Verringerung der Anzahl installierter WEA / erhöhte Laufruhe durch reduzierte Drehgeschwindigkeit moderner WEA → Verringerung der Landschaftsbildbeeinträchtigung
  • Einsatz modernster Anlagentechnik zur Verbesserung des Immissionsschutzes und der Netzintegration (Systemdienstleistungen / Systemdienstleistungs (SDL)-Bonus gemäß EEG 2009 i.V.m. SDLWindV) → Erhöhung des Anwohnerschutzes sowie der Netzstabilität bei steigendem Anteil der fluktuierenden erneuerbaren Energiequellen, insbesondere Wind- und Solarenergie
  • Steigerung der regionalen Wertschöpfung durch erhöhtes Gewerbesteueraufkommen für Gemeinden und Nutzungsentgelte für Gemeinden und/oder private Landeigentümer (Stichwort Gewerbesteuer: seit 2009 gilt ein Zerlegungsschlüssel von 70% zu 30% zwischen Standortgemeinde der Windfarm und der Gemeinde, in der sich der Sitz der Geschäftsführung der Betreibergesellschaft befindet)
  • Steigerung der Wirtschaftlichkeit der Standorte für die jeweilige(n) Betreibergesellschaft(en) durch Einsatz effizienter Anlagen und Nutzung des Repowering-Bonus gemäß EEG 2009

Trotz dieser Vielzahl von allgemein anerkannten Vorteilen sind, bezogen auf den Bestand an Windenergieanlagen, die bereits seit mehr als 10 Jahren in Betrieb sind, bisher erst vergleichsweise wenige Projekte erfolgreich umgesetzt worden.

Technisch-planerische Gesichtspunkte

Die technisch-planerischen Gesichtspunkte sind für das bisher schleppende Voranschreiten des Repowering i.d.R. nicht die Ursache, denn durch den Rückgriff auf die Erfahrungen aus der Genehmigungs- und der Betriebsphase der bestehenden WEA sind viele Aspekte zu Beginn des Repoweringprozesses leichter bestimmbar bzw. als relevant vorhersehbar als bei ‚greenfield‘-Projekten, also Projekten an Standorten, die bisher nicht durch WEA genutzt werden. Dies gilt insbesondere für die im langjährigen Mittel zu erwartenden Stromerträge insofern die neuen Anlagen direkt am Standort der zu repowernden WEA errichtet werden sollen oder unweit davon. Praktische Hindernisse und Herausforderungen ergeben sich allerdings häufig durch geänderte Rahmenbedingungen - seien es die Änderung von technischen Richtlinien zu WEA, Naturschutzaspekten, die zum Zeitpunkt der Planung und Genehmigung der bestehenden WEA noch nicht im Fokus standen oder bauliche bzw. bauplanungsrechtliche Veränderungen im Umfeld des Repoweringstandortes. Als Beispiele hierfür sind Änderungen bei der Bestimmung des immissionsrelevanten Schallleistungspegels von WEA zu nennen oder die rechtlich geänderten Anforderungen im Hinblick auf Belange des Artenschutzes. Dies hat i.d.R. zur Folge, dass neben umfangreichen Vogelgutachten auch Erhebungen zum lokalen Vorkommen von Fledermäusen oder anderen nach Bundesnaturschutzgesetz (BNatSchG) besonders bzw. streng geschützten Arten quasi als Standardumfang der Antragsunterlagen angesehen werden müssen. Dahingegen waren Ende der 90’er Jahre Fledermäuse kein Aspekt, der bei der Genehmigung von Windfarmen betrachtet wurde.

Im Grundsatz sind allerdings all diese technisch-planerischen Fragen bei einem insgesamt ‚geeigneten‘ Windfarmstandort, also keinem, den man aus heutiger Sicht als ‚Planungsfehler aus den Anfangstagen der Windenergie‘ bezeichnen müsste, mit dem auch von ‚greenfield‘-Projekten bekannten Vorgehen lösbar. Neben den bereits für die Projektzulassung nach Bundesimmissionsschutzgesetz (BImSchG) genannten fachlich relevanten Aspekten trifft dies auch für die verkehrliche Erschließung sowie die Netzverknüpfung zu. Aufgrund der mit einem Repowering verbundenen deutlichen Steigerung der am Standort installierten Gesamtleistung ist der bisher genutzte Netzverknüpfungspunkt i.d.R. nicht mehr geeignet. Als Vorteil, der den mit der Neuerstellung der Kabeltrasse verbundenen Planungs- und Bauaufwand i.d.R. deutlich überwiegt, können sich allerdings die Änderungen des EEG 2009 in Bezug auf die Pflichten des Netzbetreibers erweisen, die sich insbesondere im Vergleich zum Stromeinspeisungsgesetz (StrEG; gültig bis 31.3.2000) für den WEA-Betreiber als weitaus vorteilhafter darstellen.

Eine Änderung im Genehmigungsprozess eines Repowering-Projektes, die es zu bedenken gilt, ist die zusätzlich zur Errichtungs- und Betriebsgenehmigung der neue Anlagen erforderliche Rückbau- bzw. Abrissgenehmigung für die Altanlagen. I.d.R. stellt dies inhaltlich allerdings kein nennenswertes Hindernis dar, muss aber bei der Zeitplanung des Prozessablaufs bedacht werden.

Bauplanungsrechtliche Aspekte

Mit Einführung der bauplanungsrechtlichen Privilegierung von Windenergieanlagen im Außenbereich, also außerhalb geschlossener Ortschaften bzw. von Siedlungsbereichen, wo WEA i.d.R. errichtet werden, im Jahr 1997 (§35 Abs. 1 Pkt. 5 des Baugesetzbuch (BauGB 2004)) wurde die Genehmigung von WEA in Deutschland deutlich vereinfacht.

Um Gemeinden und anderen Trägern der Bauleitplanung die Möglichkeit der Steuerung und der aktiven Mitbestimmung über den weiteren Ausbau der Windenergie in ihrem Zuständigkeitsbereich zu geben und die Entscheidungen über die Wahl der Standorte nicht alleine Projektplanern zu überlassen, sieht §35 Abs. 3 BauGB 2004 eine Einschränkung der Privilegierung vor, den sog. Planungsvorbehalt. Durch die positive Ausweisung von Flächen innerhalb der jeweiligen Bauleitpläne, die explizit für die Windenergienutzung vorgesehen, sozusagen ‚reserviert’, sind und dieser eine angemessene Entfaltungsmöglichkeit bieten, kann das sonstige Gebiet vom Neubau von WEA freigehalten werden.

Heute haben nahezu alle Gemeinden, Landkreise und/oder Regionalen Planungsgemeinschaften (jeweilige Zuständigkeiten und genaue Bezeichnungen sind z.T. bundeslandabhängig) von der Steuerungsmöglichkeit gemäß §35 Abs. 3 BauGB 2004 Gebrauch gemacht; häufig mit der Folge, dass ältere (Einzel-)WEA außerhalb der heute bauplanungsrechtlich gesicherten Flächen errichtet wurden. Damit genießen die bestehenden WEA zwar einen grundsätzlichen Bestandsschutz, der den Betreibern den Weiterbetrieb der WEA bis zum technischen Nutzungsende ermöglicht, doch ist damit ein Repowering am bisherigen Standort i.d.R. ausgeschlossen. Einzelne Bundesländer, z. B. Schleswig-Holstein, haben bzw. planen unter bestimmten Voraussetzungen Ausnahmen zuzulassen, doch wird dies nur in Einzelfällen die Möglichkeiten für ein Repowering schaffen. Zusätzlich erschweren bestehende Bauleitpläne über die Größe und Ausformung der bestehenden Konzentrationszonen und ganz besonders über zusätzliche Vorgaben wie Bauhöhenbeschänkungen oder die Festsetzung konkreter Einzelstandorte das Repowering.

Daher ist es i.d.R. für die erfolgreiche Umsetzung eines Repowering-Projektes erforderlich, die jeweils maßgeblichen Bauleitpläne zu ändern. Ob hierbei die Initiative von den Betreibern der bestehenden WEA (oder einem hierzu beauftragten Planungsbüro) oder dem Träger der Bauleitplanung ausgeht, ist für den weiteren Verlauf letztendlich nicht entscheidend. Vielmehr erfordert die Umsetzung von beiden Seiten, noch weit mehr als bei ‚greenfield‘-Projekten, einen intensiven Austausch über die jeweiligen Ziele und Anforderungen an das Repowering und ein Mindestmaß an Kompromissbereitschaft. Um die jeweiligen Rechte und Pflichten eindeutig festzulegen, werden daher i.d.R. neben der Änderung der Bauleitplanung auch zivilrechtliche Vereinbarungen getroffen, die die Umsetzung des Vereinbarten sicherstellen, z. B. der verbindliche Rückbau eindeutig spezifizierter WEA in städtebaulichen und/oder raumordnerischen Verträgen.
Aus planerischen und betriebswirtschaftlichen Gesichtspunkten sind von den Gemeinden insbesondere die Bereitschaft der Aufhebung von bestehenden Höhenbeschränkungen und die Überprüfung der bisher verwendeten (teils pauschalen) Abstandskriterien, z. B. zu Siedlungsflächen, notwendig. Hinsichtlich der gemeindlichen Forderung nach Minderung der Auswirkungen der Windfarm kann von Seiten der Betreiber z. B. ein Beharren auf der technisch maximal möglichen Anlagenzahl zum Scheitern des Projektes führen.

Wie bereits im letzten Abschnitt angeführt, gewinnen zivilrechtliche Fragestellungen bei Repowering-Projekten gegenüber ‚greenfield‘-Projekten insgesamt deutlich an Bedeutung. Dies trifft z. B. auch auf die Flächensicherung zu. Neben der Vielzahl der für die Errichtung und den Betrieb der neuen WEA erforderlichen Grundstücksrechte müssen auch die Landeigentümer eingebunden werden, die über die vorliegenden Nutzungsvertr����ge die bisher bestehenden WEA ermöglicht haben. Dies auch oder gerade dann, wenn die betroffenen Flurstücke zukünftig aufgrund der Verschiebung der Einzelstandorte der WEA rechtlich nicht mehr zwingend erforderlich sind (zu Details siehe Vortrag von Hr. RA Heidorn am 2. Tag des Seminars).

Zusammenfassung
Die technisch-planerischen Kriterien und Fragestellungen eines Repowering-Projektes unterscheiden sind im Grundsatz nicht von denen eines ‚greenfield‘-Projektes an einem bisher unbebauten Standort. Beim Rückgriff auf das aus Planung und Betrieb der bestehenden WEA verfügbare standortspezifische Wissen sind allerdings Veränderungen der fachlichen, rechtlichen und sonstigen standortspezifischen Rahmenbedingungen zu berücksichtigen. Über die i.d.R. Regel erforderliche Änderung der bestehenden bauleitplanerischen Vorgaben erfordert die erfolgreiche Umsetzung eines Repowerings ein hohes Maß an lokaler Akzeptanz durch intensive Kommunikation und Abstimmung mit allen Beteiligten, insbesondere Gemeinden und Anwohnern. Ebenso in der Komplexität deutlich gegenüber ‚greenfield‘-Standorten gesteigert, sind die vertragsrechtlichen Fragestellungen zur Flächensicherung sowie der Zusammenarbeit der am Repowering beteiligten Betreibergesellschaften. U.A. dies hat zur Folge, dass sich die Planungs- und Umsetzungszeiträume für Repowering-Projekte i.d.R. auf ca. 4 bis 5 Jahre erhöhen und damit i.d.R. über denen an bisher unbebauten Standorten liegen.

Die wesentlichen Aspekte lassen sich dabei in Form von mehreren Fragen, die im Laufe des Planungsprozesses jeweils standortspezifisch beantwortet werden müssen, wie folgt zusammenfassen:

 

  • Planerisch-technische Kriterien – welche grundsätzlichen Fragen sind zu klären?
    • Windressourcen – welche Windverhältnisse herrschen am Standort?
    • Anlagentyp – welcher moderne Windenergieanlagetyp passt zum Standort (Windregime, Leistungskurve, Standsicherheit etc.)?
    • Umgebung – sind ausreichende Abstände einzuhalten (zu Siedlungen, technischer
    • Infrastruktur, Naturschutzbelangen etc.)?
    • Netzverknüpfung – wo und wie kann der am Repowering-Standort erzeugte Windstrom ins Netz eingespeist werden?
    • Wegeinfrastruktur – wie ist der Standort mit Schwerlasttransporten heute erforderlicher Ausmaße erreichbar?
  • Bauplanungsrechtliche Kriterien – ist am Standort Repowering rechtlich grundsätzlich zulässig und/oder sind Änderungen der maßgeblichen Bauleitpläne erforderlich?
  • Privatrechtliche Kriterien
    • Wer sind die Betreiber der bestehenden WEA und können Sie in ein Repowering eingebunden werden?
    • Wer sind die Eigentümer der benötigten Flurstücke und sind die Flurstücke für ein Repowering verfügbar (zu machen)?

 

 

 
Herr Dipl.-Ing. Hömberg berät Sie gerne.
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www.energieagentur.nrw.de
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www.wind-turbine.com
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www.fk-wind.de/fk-wind/index.php
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www.husumwind.com
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www.greenvalue.de/
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www.lee-nrw.de/themen/zukunftsenergien/windenergie/
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www.nrw-windenergie.de
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www.windtest-nrw.de
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www.windmesse.de
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www.erneuerbareenergien.de
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www.hdt-essen.de/master-windenergie
Schaltfläche
 
www.spreewind.de
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www.forwind-academy.com
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www.windkraft-journal.de