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Grundlagen der Windenergie

 

 

 

Thema: Windenergieanlagenplanung

weitere Themen

 

Einführung

Information und Psychologie

Windgeschwindigkeit

 

Überblick

Kostenvergleich

Leistungskennlinie

 

Gegenargumente

Die Bedeutung des Auslastungsgrades

Ertrag

 

Grundprinzipien

Beispiele von Auslastungen am Referenzstandort 01.11.12

Auslastung

 

vertikale Achse

tatsächliche Auslastung von Windenergieanlagen

Leistungsverteilung

 

horizontale Achse

Optimierungsvorschläge für Windkraftanlagen

Rotorfläche

 

Linksammlung

Die Bedeutung des Parkwirkunsgrad mit Beispielen

Nabenhöhe

 

Windkaft

Ansätze zur Lösung des Lärmproblems 19.03.12

Referenzertrag

 

Energie

Appell an Politik, Entgleisungen Einhalt zu gebieten 13.08.12

Vorschlag neues EEG

 

Hersteller

Stichpunktsammlung für Planung eines Bürgerwindprojekts

Gesamtenergiekonzept

Information und Psychologie

Wie ich durch einige Gespräche mit Anwohner von geplanten Windenergieanlagen, mitbekommen habe, ist das Informationsdefizit sehr groß. Man fürchtet den Lärm, obwohl eine Autobahn in geringer Entfernung sicher alles überdeckt. Man wehrt ab wegen Schattenwurf obwohl die Anlagen im Norden des Ortes geplant sind. Man spricht noch 2007 von steuerlichen Vorteilen, die ja schon seit Ende 2005 aufgehoben wurden. Es liegen utopische Vorstellungen, für die Einspeisevergütungen vor. Oft ist der Unterschied in der Vergütung zwischen Windkraft und Solarzellen nicht einmal bekannt. Man begreift nicht, daß Windräder im Binnenland nur auf Hügeln oder Anhöhen Sinn machen. Die eine oder andere Info-Veranstaltung mehr hätte da bestimmt nicht geschadet
Es entsteht Neid, weil die Eigentümer von Windradgrundstücken angeblich absahnen und die Bauplatzinhaber geprellt werden. Gerade diesbezüglich halte ich Lösungen für besser, die einen Ausgleich für das ganze Dorf vorsehen, als solche, bei denen nur mit dem Grundstückseigentümer verhandelt wird.
Und schließlich entsteht auch noch Unmut über vermeintliche Millionäre, die am heimischen PC ihre Geldvermehrung bewundern, während der arme Schlucker den Lärm und das Bild der Windräder zu ertragen habe. Auch diesbezüglich ist es besser, die Anwohner in den Windpark durch Beteiligungen einzubinden. Zum einem wird jedem bewußt, daß es sich auch bei kleinen Beträgen um eine Risikoinvestition handelt. Zum anderen wird dadurch eher bewußt, daß der Strom aus der Steckdose mit gewissen Beeinträchtigungen erkauft werden muß.
Leider tragen die bürokratischen Auswüchse der Genehmigung durch die Bafin und die unterschiedliche steuerliche Behandlung in den verschiedenen Ländern Europas dazu bei, daß Initiatoren Windparks an Einzelinvestoren oder an Fonds aus Dänemark verkaufen, ohne Rücksicht auf die ansässige Bevölkerung. Ich denke, daß so manche Klage verhindert werden könnte, wenn mehr Kontakt zu Bevölkerung gesucht würde. So manches Bürgerwindprojekt ist gut akzeptiert. Einzelne Quertreiber können so nicht eine falsch informierte Mehrheit hinter sich scharen.


 

 



Vergleich von betriebswirtschaftlichen und volkswirtschaftlichen Kosten

Vom persönlichen Ertrag her gesehen ist es wohl am sinnvollsten, den Wind so gut wie möglich zu nützen,
Dazu müssen die betriebswirtschaftlichen Kosten aber genau kalkuliert werden. (Anlage, Trafo, Netzanschluß, Verluste im Teillastbereich). Nach Informationen, die ich erst aufgrund dieser Seite bekam, sollte selbst
betriebswirtschaftlich z.B. eine 1500 kW-Anlage mit 82 m Rotordurchmesser an vielen Binnenstandorten einer 2000 kW Anlage mit gleichen Flügeln vorzuziehen sein.
Ob im Binnenland bei 82 m Rotordurchmesser und einer Nabenhöhe unter 130 m eine 2000 kW-Anlage
volkswirtschaftlich sinnvoll ist, kann noch mehr angezweifelt werden. Bei nur 5 % Ertragsverlust kann an einem recht guten Binnenstandort mit einer 1500 kW-Anlage die Leistungsspitze bereits um 25% gedrosselt werden. Bei einer 1000 kW-Anlage komme ich auf ca 17 % Ertragsverlust im Vergleich zur 2000 kW-Anlage und nur noch die Hälfte an Belastung durch Spitzenleistungen, die sich auf wenige Tage mit einigen Stunden im Jahr beschränken. Wenn man den besseren Wirkungsgrad im Teillastbereich einer 750 kW-Anlage berücksichtigt, dürfte selbst bei dieser Anlage an einem Binnenstandort mit 6,24 m/s Wind der Ertragsverlust kaum mehr als eine viertel gegenüber einer 2000 kW-Anlage ausmachen. Ich halte es daher für durchaus sinnvoll, die Energie des Windes auch nur zu etwa 75 % auszuschöpfen, was schon einer Reduzierung der Spitzenleistung um über 60 % entsprechen kann. Im Gegenzug steigt die Auslastung einer solchen Anlage auf über 50%. Folgekosten, je nach Standort Regelungskosten oder Netzkosten, wären verringert.

 

 



Zusammenhang zwischen Auslastungsgrad und optimaler Versorgung durch WEA

Nachdem ich mich seit 2004 intensiv mit mit dem Thema Windenergie beschäftige, wurde mir bald die Problematik einer geringen Auslastung bei vielen Windenergieanlagen bewusst. Schon 2004 kam ich zur Erkenntnis, dass bei einer flächendeckenden Stromversorgung durch Windenergieanlagen die Durchschnittsleistung den Bedarf abdecken müßte. Dann bräuchte im Schnitt von außen in diese Region kein Strom zufließen. Bei maximaler Leistung muß der Strom aber in andere windschwache Regionen (oder auch Länder) abgeführt werden. In der Praxis ist diese maximale Leistung drei bis zehn Mal so hoch wie die Durchschnittsleistung. Schon bei vierfacher Durchschnittsleistung wird nur ein Viertel vor Ort verbraucht, drei Viertel müssen in andere Regionen weitergeleitet werden. Die Netzkapazität ist aber nur auf ein Viertel ausgelegt. Sie wird damit um das Dreifache überschritten. In 2004 ging ich davon aus, dass eine Durchschnittsauslastung von 25% wie bei Creußen in Bayern im Schnitt für ganz Deutschland gelten müßte, zumal ja Norddeutschland noch mehr Wind hat als Bayern. Im Sommer 2007 habe ich die Auslastung bei Referenzertrag aller Windräder in Deutschland abgeschätzt. 25% Auslastungsgrad erreicht die Hälfte der Anlagen ja nicht einmal unter Referenzbedingungen. Einzelne Anlagen erreichen in der Praxis gar nur 10%. Die bereits 2004 gestellte Frage und die Antworten darauf finde ich auch 2012 noch hochaktuell:
Was kann man tun?
a.) Die Leistung der Generatoren so bemessen, daß die durchschnittliche Leistung, also die Auslastung, etwa 50% erreicht, was 4380 Jahresvollaststunden ( Jahresvolllaststunden für die Suchmaschinen) entspricht, was aber mehr als das doppelte der üblicherweise genannten Zahl von 2000 Stunden bedeutet, was einer Auslastung von 22,83 % entspricht.
In diesem Fall wird bei Windstille die Region aus der Ferne möglichst durch andere Windparks versorgt. Bei maximalen Wind reicht die Netzkapazität dann aus, den überschüssigen Strom in die andere Richtung zu leiten. Es wäre mit solchen Windrädern ein überregionaler Versorgungsgrad von nahe 100 % möglich
b.) Die Stromversorgung einer Region durch Windkraft nur bis zu maximal 50 % abzudecken und die restlichen 50 % konventionell zu liefern oder durch Biogaskraftwerke und Sonnenenergie abzudecken. In diesem Fall reicht dann die vorhandene Netzkapazität aus, um die Hälfte des maximalen (Vierfachen ) Durchschnittsstrom abzuleiten, wenn alle anderen Kraftwerke dieser Region abgeschaltet sind. Dies wäre der maximale Ausbauzustand mit Windkraftanlagen, die an ihrem jeweiligen Standort mindestens 25 % an Auslastung bezogen auf die Nennleistung erreichen.
Statt alle anderen Kraftwerke auf Null abzuregeln, müßten in diesem Fall wohl auch Beschränkungen der Windstromeinspeisung vorgenommen werden. Dann kann ich gleich in Richtung Punkt a.) zurückkehren und die Generatoren in den Windrädern schwächer auslegen. Wegen der besseren Optimierung auf schwächeren Wind wäre dann eine zusätzliche Vergleichmäßigung erzielbar.
Im Fall b käme man dann im Winterhalbjahr im Schnitt auf einen Versorgungsgrad durch Windkraft von ca 60 bis 70% und von 30 bis 40 % im Sommerhalbjahr. Diese Zahlen können aber nur gelten, wenn ein Netzausgleich über Ländergrenzen hinweg gewährleistet ist. Denn irgendwo in Europa oder Vorderasien geht wohl immer ein stärkerer Wind, der andere Regionen dann mit versorgen kann und auch muß. Nur so kann man dann erst von einer Grundversorgung sprechen.
Als Optimum aus beiden Überlegungen könnte ich mir Anlagen vorstellen, die im Schnitt 40 bis 45 % an tatsächlicher Generatorauslastung am jeweiligen Standort erreichen mit einem maximalen Windstromanteil von 60 bis 75 %.

Am 27.01.2012 habe ich von Tobias Reiß, Landtagsabgeordneter in Bayern, erfahren, dass auch > Dr. Matthias Popp in seiner Doktorarbeit aus 2010 den Gedanken von 50% Auslastungsgrad bei Windenergie aufgreift. Er spricht dort von Benutzungsgrad und erläutert ebenfalls die Vorteile einer Erhöhung auf 50%. Ich empfinde es zumindest als eine nachträgliche Genugtuung, dass 2010 solche Gedanken einer Doktorarbeit würdig sind, während in den Jahren 2004 und 2005 meine „spinnenden“ Gedanken bei Windradherstellern, Politikern und Projektierern auf recht unfruchtbaren Boden fielen. Daher veröffentlichte ich erstmals am 03.12.2005 meine Gedanken an Beispielen sowie zusammenfassend als EEG-Formel für Windstromvergütung > EEG.htm im Internet, damals noch als Teil der Seite >Windenergie.htm , um so eine breitere Öffentlichkeit für das Thema zu sensibilisieren. Denn eine Erkenntnis stand für mich fest: Solange das EEG die Qualität des Strom nicht berücksichtigt sondern nur die Quantität, muß betriebswirtschaftlich gesehen, jeder Sturm bis zum Äußersten ausgenutzt werden, auch wenn wir für Strom zeitweise bezahlen müssen, dass er abgenommen wird.
Immerhin sei die technische Optimierung von Windenergieanlagen dahingehend, dass das Stromangebot vergleichmäßigt wird, zu unterstützen, bekam ich im Januar 2009 einmal aus CSU-Kreisen zur Antwort. Doch was sind solche Aussagen wert, wenn durch das EEG keinerlei Anreiz dazu geschaffen wird dies umzusetzen. Das ist bis heute den 01.02.2012 nicht anders als vor 8 Jahren. Schade um die verstrichene Zeit. Schade, dass zu Harrisburg und Tschernobyl noch Fukuschima kommen musste, bevor das Thema Windenergie von allen Parteien nun erst einmal ernst genommen wird.
Ich stellte mir die Frage, warum wählen wir eigentlich Volksvertreter. Ich denke doch, zum Wohle des Volkes, Entscheidungen mit Weitblick für die Zukunft zu treffen. Wo war dieser Weitblick bei den Anpassungen des EEG von 2004 bis 2009? Jetzt in 2012 sind wir schon so weit, dass uns der Bedarf an neuen Leitungen und Speicher über den Kopf wächst, um die Spitzen auszugleichen. Die einen sahen das Thema wohl zu lange durch eine rosarote Brille, bei anderen hatte ich den Eindruck, dass es für ein Vorwärtskommen auf der politischen Leiter hinderlich war, sich mit dem Thema erneuerbare Energien näher zu beschäftigen. Oder wirkt vielleicht neben dem Medizinsektor auch ein starker Lobbyismus aus dem Engergiesektor auf die Politk ein? Steckte unter Umständen Absicht dahinter, die regenerativen Energien in eine Sackgasse laufen zu lassen? Hatte man gar das Fernziel im Auge durch späteren großen Bedarf an Speicher- und Leitungsbau die Wirtschaft auf Trab zu halten, mit dem Vorteil, die Kosten auf die ja so stark schwankenden regenerativen Energien schieben zu können. Ich bin für Ausbau von Speichern. Auch um einen Ausbau des europäischen Stromnetzes durch Hochspannungsgleichstromleitungen werden wir nicht herumkommen. Doch Investitionen in Leitungen und Speicher sind mir dann viel zu teuer und zu schade, wenn damit nur Spitzenstrom von wenigen Tagen im Jahr aufgefangen bzw. ausgeglichen werden muß. Wäre es da nicht sinnvoller, den zu bestimmten Zeiten im Übermaß produzierten aber nicht nachgefragten Spitzenstrom über intelligente Zähler an die Bevölkerung verbilligt abzugeben oder im Extremfall gar zu verschenken? Ich denke, die geballte Intelligenz von 80 Millionen ließe sich da schon etwas Sinnvolles einfallen.
Zur Ehrenrettung der Windradhersteller möchte ich erwähnen, dass sich die letzten 8 Jahre seit 2004 doch einiges in Richtung besserer Auslastung getan hat, leider halt zu langsam und noch zu wenig. Vielleicht hat die eine oder andere Aufforderung an die Hersteller oder mein Hinweis, dass letztendlich die Summe der Nennleistung die Obergrenze für den Ausbau an Windrädern darstellt, die Entwicklung von sich aus zumindest etwas in Richtung Binnenwindtauglichkeit vorangebracht. Bei Politikern hatte ich die Hoffnung schon fast aufgegeben.
Bei aller Enttäuschung über Politiker vieler Farben freut es mich nun ganz besonders, mit Tobias Reiß am 27.01.2012 einen Vertreter der CSU kennen gelernt zu haben, der offen für diese Gedanken ist. Ihm traue ich es zu, den weiteren Ausbau der Erneuerbaren Energien in sinnvolle Bahnen zu lenken. Sein Vortrag und die anschließende Diskussion in Kirchenthumbach beim Melber stimmen mich dazu recht positiv, dass er es fertig bringt, das EEG endlich so umzugestalten, dass ein höherer Auslastungsgrad sich auch betriebswirtschaftlich lohnt. Nur so entsteht eine Nachfrage für solche Anlagen, und ein Ansporn, den Auslastungsgrad weiter zu entwickeln in Richtung 50%.

 

 



Welchen Auslastungsgrad an einem Referenzstandort erreichen die besten WKA und wie ist dieser zu bewerten ?

Im August 2004 habe ich erstmals im Internet nach Referenzerträgen gesucht und diese ins Verhältnis zu den theoretischen Erträgen bei Nennlast gesetzt. Von den 513 genannten Anlagen (Stand 30.08.2004) bzw. 562 Anlagen (Stand 17.06.07), hatte ich für die Grafik ursprünglich 19 mit der höchsten Auslastung an einem Referenzstandort herausgesucht. Zwischenzeitlich hatte ich am 15.03.2005 drei REpower MD77 Energy Plus Anlagen eingefügt, am 28.3.05 eine Anlage von Gamesa, die kurzzeitig auf Platz 19 kam, bevor ich am 31.03.2005 die Daten der drei V90 von Vestas mit 105 m, 95 m und 85 m Nabenhöhe bekam. Die NM82/1500 blieb lange weiter auf Platz 1 mit über 37 %. Seit Mai 2007 ist dieser Wert von der SerienAnlage E 82 mit 138 m Nabenhöhe mit über 38 % eingestellt. Nach deren Korrektur auf 37,52% Lag die E82 nur noch hauchdünn vor der NEG Micon mit 37,37%. Auch die neue GE 1,5xl könnte die Führung mit über 38 % übernehmen, aber nur wenn gleichzeitig auch der Turm auf 109 m erhöht wird und eine Verfügbarkeit von 97 % eingehalten wird. Bis 17.06.2007 sind mir allerdings keine Daten bekannt. Die neue MM92 von Repower schätzte ich bei einer Turmhöhe von 104 m auf ca 35,5 bis 36,5 %. Laut Stand Juni 2007 sind es nur 35,38%, da sich REpower vorerst mit dem 100 m Turm begnügt.
Erst Mitte März 2005 erfuhr ich von Enercon, daß auf der Messe in Hannover 2005 endlich eine Version mit längeren Flügeln für das Binnenland vorgestellt werden sollte. Was genau, wurde jedoch nicht verraten. Daß ich mit meiner Vermutung einer E82 von 82 m und 2000 kW voll ins Schwarze traf, um zumindest mit Vestas und REpower bei der Auslastung an mittleren bis guten Windangebot annähernd gleichzuziehen, freut mich im nachhinein schon. Tatsächlich hatte Enercon dank des hohen Turms bei der Referenzauslastung damit zwischenzeitlich knapp die Nase vorn. Dennoch hatte ich auch daran gedacht, es könnte die E 112 mit 3000 kW statt 4500 kW auf dem 140 m Turm für das Binnenland auf den Markt kommen. Die Referenzauslastung einer solchen Anlage müßte die 40%-Marke deutlich überschreiten und wäre damit deutlich besser als alle anderen. Auch eine E90 mit 2000 kW wäre für mich denkbar gewesen.
Bei REpower machte ich im Sommer 2004 den Vorschlag die M5 für das Binnenland mit 2000 kW anzubieten. Mit diesem Ansinnen bin ich zwar etwas übers Ziel hinausgeschossen, könnte mir aber vorstellen, daß die Entwicklung der MM92 durch meine Gedanken durchaus mit vorangetrieben wurde, auch wenn man damals nach außen die Devise ausgab, mit der Brot- und Butter-Anlage MM82 für die Zukunft gut gerüstet zu sein.
Noch im Dezember 2004 kostete es mir alle Mühe einen Vertreter von Enercon dazu zu bringen, das Thema Binnnenwindräder mit längeren Flügeln beim Eigentümer Aloys Wobben vorzubringen oder wollte man von der geheimen Entwicklung nichts nach draußen lassen? Gerade bei Enercon als Markführer in Deutschland lag mir sehr daran, daß sich in dieser Richtung etwas tat. Nicht von ungefähr war Enercon plötzlich darauf erpicht diesen Typ mit maximaler Nabenhöhe von 138 m in Deutschland zu realisieren. Ende 2007 sollen die Anlagen im Rothaargebirge laufen. Ich bin echt darauf gespannt. Vier haben es geschafft. Eine ging im Frühjahr 2008 ans Netz.
Seit Sommer 2005 ist mir die Entwicklung der FL 2500 mit 2500 kW Nennleistung von Fuhrländer für das Binnenland bekannt. Mit einem Rotor von 100 m und der Nabenhöhe von 160 m könnte die E 82 noch überhohlt werden. Bis 06.03.09 habe ich zur FL 2500 auf der Seite von fgw keine Daten gefunden. Am 23.4.11 sind die Daten vorhanden und die E82 ist überholt. Doch Enercon könnte mit der E101 zum Gegenschlag aushohlen, geht aber gleichzeitig mit der E82 2300 kW wieder in Richtung geringerer Auslastung. Da die Pos 19, 20 und 21 fast die gleiche Auslastung haben, sind ab 23.4.11 die ersten 21 Anlagen aufgeführt.
Überrascht hat mich zunächst der hohe Auslastungsgrad einer alten Holländerwindmühle, die nun erstmals seit Juni 2007 mit aufgenommen ist. In der ersten Grafik 2004 mit 19 Anlagen fehlte diese noch. Eine hohe Auslastung ist wichtig, wenn es darauf ankommt, einen gleichmäßigen Ertrag zu bekommen. Die Leistung von alten Mühlen mußte vor Ort genutzt werden, um damit bestimmte Maschinen anzutreiben. Da war es entscheidend, bereits bei wenig Wind die betreffenden Anlagen mit ausreichend Energie zu versorgen. Auf die Ausnutzung von starken Winden wurde daher bewußt verzichtet, weil dessen Energie nicht genutzt werden konnte.
Dies ist genau einer der Kritikpunkte an der heutigen Windenergie. Die einfachste Methode, rechte starke Winde noch zum großen Teil auszunützen, ist es, einen leistungsstarken Generator in das Windrad einzubauen. Die Gesamtkosten des Windrades werden dadurch nur geringfügig erhöht. Der Strom der zusätzlich bei starkem Wind produziert wird, wird ins Netz eingespeist. Würde man auch heutige Windräder durch kleinere Generatoren soweit drosseln, dass die Auslastung einer alter Holländerwindmühle erreicht wird, würde sich die Anlagen nach dem EEG Stand 23.06.2007 nicht rechnen, weil der Strom bei wenig Wind genauso abgerechnet wird wie der bei viel Wind.
Gerade bei den älteren Windrädern der neuen Generation (bis ca. 2000) lag die die durchschnittliche Auslastung im Binnenland mit 15% bis 20% schon recht niedrig. Solange der Windstromanteil gering war, konnte das Netz den Spitzenstrom ohne Probleme aufnehmen. Seit dem 21. Jahrhundert wird das bestehende Netz zunehmend zum begrenzenden Faktor. Zum Teil mußte es schon erweitert werden. Als erste Firma brachte die dänsiche Firma NEG Micon mit der NM 82 eine typische Binnenwindanlage auf den Markt, die über Jahre die Hitliste der modernen Anlagen in der Auslastung anführte. Leider wurde die Produktion für den europäischen Markt ca. 2006 eingestellt. Nach und nach erkannten auch die anderen Hersteller die Notwendigkeit einer gleichmäßigeren Windstromproduktion. So sind unter den Anlagen mit der besten Auslastung mittlerweile alle führenden Hersteller vertreten. Erreicht wurde dieses Ziel durch längere Flügel und größere Nabenhöhen. Lange Flügel gehen jedoch sehr ins Geld. Gerade durch die großen Nabenhöhen konnte erreicht werden, daß die Durchschnittsleistung pro Quadratmeter Rotorfläche kaum gesunken ist. Mit 144 W/m² am Referenzstandort liegt die höchste E 82 fast genauso gut wie die Anlage mit der höchsten Flächenleistung überhaupt von 153 W/m², der E 70 E4 mit 2300 KW und 113 m Nabenhöhe. Eine Flächenleistung von gut 16 W/m² im Durchschnitt einer alten Holländerwindmühe ist heute (Stand 2007) nicht bezahlbar. Eine ähnliche Auslastung wie bei diesen alten Mühlen könnte man heute schon bei einer Flächenleistung von ca 130 W/m² erreichen, wenn z.B die E 82 statt mit einem 2000 kW Generator mit einem 1500 kW Generator bestückt wäre. Damit sich solch eine Anlage rechnet, müßte der gleichmäßigere Strom allerdings um mindestens 1 Cent /kWh höher vergütet werden, doch leider ist dies selbst 2012 im EEG nicht vorgesehen. Selbst private Vermarkter von Windstrom berücksichtigen in ihrem Vergütungssystem die Volllaststundenzahl bis 2012 nicht, obwohl mir bei einem Anruf im August 2012 die Sinnhaftigkeit einer Vergütung nach Auslastungsgrad durchaus bestätigt wurde.
Von 2004 bis Oktober 2012 hatte ich hier immer nur die aktuelle Auslastungshitliste grafisch dargestellt, die ich meist so ein bis zwei Mal im Jahr aktualisierte. Ab November 2012 sind nun 4 Auslastungsgrafiken zum Vergleich aufgenommen, der Stand der 20 Anlagen mit den höchsten Auslastungen von 2004 (Bild 17), von 2007 (Bild 17a) von 2011 (Bild 17b) und von 2012 (Bild 17c).
Mit Stand Juli 2011 haben die meisten Hersteller Binnenwindanlagen im Programm. Neu ist jetzt eine Siemens mit aufgenommen. Von Dewind, Gamesa, Leitwind, Lanco, Acconia, eno, Kenersys, Falcon, Powerwind, Schuler, Vensys, SWT und Avantis hatte ich zu diesem Zeitpunkt keine Referenzerträge für diese neuen Anlagen. Aus Nabenhöhe, Nennleistung und Rotordurchmesser schließe ich, dass auch einige dieser Firmen Anlagen für das Binnenland anbieten.
Endlich 2012 tut sich also etwas Nachweisbares in Sachen Entwicklung von Binnenwindrädern. Und es werden wohl die nächsten Jahre noch einige dazu kommen. Die 3XM von Repower mit 122 m Rotordurchmessser und 3 MW die V126 von Vestas mit 126 m Rotordurchmesser und 3 MWsowie die E115 von Enercon mit 115 m Rotordurchmesser und 2,5 MW stehen in den Startlöchern. Damit sind wir 2012 da, wo ich bereits 2004 hin wollte, und eine Auslastung von 35% auch im Binnenland ist keine Utopie mehr. Dies sollte nun endlich auch beim Ausbau der Netze berücksichtigt werden. Dort geistern noch immer Zahlen von um die 20% herum, die natürlich einen viel stärkeren Netzausbau erforderlich machen würden
Bei der Darstellung der Durchschnittsleistung pro m² Rotorfläche beschränke ich mich auf die Daten von 2012 (Bild 17d). Die hohen Werte (W/m²) von Enercon werden durch einen hohen Flügelwirkungsgrad erreicht. Diese Werte werden allerdings durch höhere Entwicklungskosten erkauft. Bei größeren Windparks müßte es logischerweise dazu führen, dass Räder in der zweiten oder dritten Reihe mehr abgeschattet werden, wenn die erste Reihe bereits viel Energie aus dem Wind nimmt. Daher ist es nicht unbedingt schlechter, wenn andere Hersteller mit größeren aber billigeren Standardflügeln die hohen Leistungen bezogen auf die Rotorfläche nicht ganz erreichen.



Bild 17: Die 20 Serienanlagen mit der besten Auslastung (Stand August 2004 ohne Neuentwicklungen)
 




 

 





Bild 17a: Die 20 Serienanlagen mit der besten Auslastung (Stand Juni 2007 ohne Neuentwicklungen)
 




 

 





Bild 17b: Die 20 Serienanlagen mit der besten Auslastung (Stand 09.07.2011 ohne Neuentwicklungen)




 

 





Bild 17c: Die 20 Serienanlagen mit der besten Auslastung (Stand 01.11.2012 teilweise mit Neuentwicklungen)






 

 





Bild 17d: Durchschnittsleistung pro m² Rotorfläche der 20 Anlagen mit bester Auslastung am Referenzstandort (Stand 01.11.2012 teilweise mit Neuentwicklungen)
 







 

 



Wo liegen die Auslastungen aller Typen von Windkraftanlagen in Wirklichkeit?

Von den 562 Anlagen zum Zeitpunkt 17.06.2007 erreichen nur acht Stück über 35 % an Referenzauslastung, 53 Stück liegen noch über 30 %. 3 Jahre vorher waren gerade Mal 5 über 35% und 31 über 30% Auslastung am Referenzstandort. Etwa ein knappes Drittel kommt auf 25 % oder mehr an Auslastung an einem Referenzstandort. Ein Fünftel aller Anlagen kommt nicht einmal auf die 20 %. Bei immerhin noch elf älteren kleinen Anlagen waren es noch weniger als 15 %.
Die tatsächlichen Auslastungen des Generators für einen Binnenstandort liegen je nach dessen Güte um bis zu zwei Fünftel unter diesen Referenzwerten. Noch schlechtere Standorte wird es nach neuem EEG (1.8.2004) nicht mehr geben, da dann die Förderung deutlich gekürzt ist. Einen tatsächlichen Auslastungsgrad von unter 15% im Schnitt in manchen Bundesländern halte ich für eine Schande der ganzen Windenergiebranche. 20% sollten es meiner Meinung schon mindestens sein. Für einem 60%-Standort muß damit eine Anlage schon mindestens 33 % am Referenzstandort bringen, um diese Bedingung zu erfüllen. Ende März 2005 waren das gerade sieben Anlagen. Im Juni 2007 sind es immerhin schon 16. Ich hoffe, daß durch die Neuentwicklungen in Zukunft die Auswahl noch weiter größer wird. Einige weitere Anlagen sind zwar schon auf dem Markt. Es existieren aber noch keine Daten der Referenzerträge.
Die meisten zur Zeit laufenden Anlagen kommen am Referenzstandort im Schnitt aber nur auf eine Auslastung zwischen 20 und 25 %. Bei z.B. 22% Auslastung am Referenzstandort. kommt man theoretisch auf 13,3 % Auslastung an einem 60 % Standort“. Doch diese Rechnung hat aber noch zwei kleine Haken. Der Leistungsbeiwert cp hat bei Binnenwindanlagen sein Optimum bei niedrigeren Windgeschwindigkeiten. Bei Windenergieanlagen für mittlere bis starke Winde fällt dieser Faktor bei schwächerem Wind stärker ab als bei Anlagen, die von vorne herein auf schwache Winde ausgelegt sind. Ich denke, daß hierfür eine Abweichung bis zu 5 % nicht zu hoch gegriffen ist. Die Nabenhöhe ist grundsätzlich im Referenzertrag enthalten. Es wird damit gerechnet, daß die Windgeschwindigkeit nach einer bestimmten Formel mit der Höhe abnimmt. Doch diese Formel gilt eben nur für den Referenzstandort, einen theoretischer Standort mit recht gutem Windangebot. Im Binnenland geht die Windgeschwindigkeit wegen der meist größeren Unebenheit der Landschaft mit abnehmender Höhe deutlich stärker zurück. Am Referenzstandort liegen die Werte bei 0,3%/ m im Bereich von 100 m Nabenhöhe bis 0,4% m bei Nabenhöhen von um die 60 m. Im hügeligen Binnenland mit Wald wurden im Bereich von 85 bis 100 m schon Änderungen von bis zu 1,5%/ m gemessen, also dem bis zu fünffachen des Wertes an einem Referenzstandort. Ein Standort, der mit einer typischen Binnenwindanlage mit langen Flügeln und hohem Turm noch 60 % des Referenzertages erreicht, könnte mit einem Standardwindrad zu einem unter 40%-Standort mutieren und die Auslastung somit unter 10% sinken. Umgekehrt bedeutet diese Erkenntnis, daß auch aus einem 55%-Standort mit noch längeren Flügeln und vor allem höheren Türmen plötzlich ein 65%-Standort werden sollte. Eine Berechnung des Ertrages eines Windrades mit Hilfe der Leistungskennlinie und einer gemessenen Windverteilung auf Nabenhöhe halte ich daher trotz des Aufwandes für unverzichtbar. Abschätzungen ohne Windmessungen können gewaltig ins Auge gehen
Ich habe diesen etwas ausführlicheren Vergleich gewählt, um darzustellen, wie weit und warum die bisherigen Anlagen von meiner Vorstellung von fast halber durchschnittlicher Auslastung der Nennkapazität entfernt liegen. Ich denke, daß der Ruf von Kritikern, unser Windpark sei zu sehr an den sehr starken und sehr seltenen Windstärken orientiert, nicht ganz von der Hand zu weisen ist. Doch immer mehr Hersteller gehen schon in diese Richtung besserer Auslastung . Am 17.06.2007 haben Enercon, Vestas und REpower Anlagen in der 2000 kW-Klasse, die über die 35 %-Grenze am Referenzstandort kommen.. Die weltweit erste Anlage, der ich dies zutraue über 40% zu kommen, könnte eine Anlage von Fuhrländer sein, die FL 2500 mit 2,3 MW Nennleistung, 100 m Rotordurchmesser und einer Nabenhöhe von 160 m . Noch (Stand 17.06.2007) konnte ich über die Fuhrländer dazu keine genaueren Angaben bekommen.
Erst 2011 bekam ich Daten zu dieser Anlage von Fuhrländer allerdings mit 2,5 MW Nennleistung, was die Referenzauslastung auf 39,94% drückte. Die Marke von 40% wurde erst 2012 geknackt und zwar drei Mal von Nordex (max 45,23%) und einmal von Kenersys. (41,65%) Die besten Windräder von Repower und Vestas und Enercon, was die Auslastung betrifft, erreichen 2012 immerhin nun auch knapp 38%. Insgesamt sind es 25 Anlagen, von denen ich am 01.11.12 Werte von über 35% Auslastung am Referenzstandort kenne.



Bild 18: Auslastung bei Referenzertrag als Funktion der Nennleistung (Stand 17.06.2007)
Auslastung bei Referenzertrag als Funktion der Nennleistung
 




 

 



Optimierungsvorschläge an Hersteller von WKAs und Behörden aus dem Jahr 2004 in 2007 zum Teil umgesetzt

Als positiv ist zu werten, daß zumindest die führenden Hersteller für Deutschland wie REpower, Enercon, Nordex, GE Wind Energy, NEG Micon und Vestas sowie Dewind Anlagen mit genügend langen Flügen auf hohen Türmen bauen, um zumindest Referenzauslastugen von über 30 % und seit 2007 auch schon mehrfach über 35 % zu bieten. Doch will man in die Nähe einer Vollversorgung durch regenerative Energie kommen, muß auch der Wind im Binnenland flächendeckend stärker genutzt werden.
Als bezeichnend finde ich die Feststellung, daß noch August 2004 gerade die „Brot und Butter“- Generation an WKAs mit einer Nennleistung von 2000 kW bei keinem Hersteller die 30 % Referenzauslastung überstieg. Die V90 war mir zu diesem Zeitpunkt noch nicht bekannt., wohl aber bereits in Erprobung. Warum gerade Enercon als deutscher Hersteller bei den großen Anlagen mit 1800 kW und 2000 kW bis Stand August 2004 nur Rotordurchmesser von 70,4 m angeboten hat, verstand ich überhaupt nicht. Da lag ihre letzte Generation mit 1000 kW und 58,6 m Rotordurchmesser noch günstiger. Doch seit 11.04.2005 gibt es endlich die E82 mit 2000 kW. Seit Juli 2007 ist mir nur bekannt, daß Enercon mit der E53, einer E48 mit verlängerten Flügeln, endlich wieder eine Anlage mit 100 m Gesamthöhe, die für das Binnenland besser geeignet ist, in Programm aufnehmen will.
Mit Stand 23.04.2005 haben nun auch bei den 2000 kW-Anlagen Vestas mit der V90 und REpower mit der MM92 und auch Enercon mit der E82 zumindest die 35 %-Marke bei der Referenzauslastung geknackt. Bei der Enrcon E 82 mit 138 m Nabenhöhe wurden sogar die 38% geknackt.
Um diese Anlagen auch für das Binnenland auf über 40 % an tatsächlicher Auslastung zu bringen, schlage ich einen Rotordurchmesser von 100 m und Nabenhöhen um die 140 m vor Bei Enercon könnten schon 90 m ausreichen. Hinsichtlich Flügelwirkungsgrad sollten andere Enercon als Vorbild nehmen, wobei auch Enercon gerade bei niedrigen Windgeschwindigkeiten noch was machen müßte, um den Cp-Wert zu verbessern.
Statt mit mit einem 2000 kW-Generator kann man aber auch heutige Standardwindräder mit 82 m Rotordurchmesser mit 1000 kW Nennleistung betreiben, um den Generator besser auszunutzen und gleichzeitig die Gesamthöhe unter 150 m zu halten. Die bessere Alternative ist für mich ein Binnenwindrad um 200 m Gesamthöhe, auch wenn der Aufwand für die Flugsicherung höher ausfällt.
Ich schätze das Marktpotential für solche echten Binnenwindanlagen in Deutschland sehr hoch ein. Dies sollte doch für die Hersteller von Windrädern Anreiz genug sein, diesen Gedanken aufzugreifen. Drei Jahre nach diesen ersten Gedanken über große Nabenhöhen wird nun im Sommer 2007 im Rothaargebirge ein Windpark mit Enercon E 82 und 138 m Nabenhöhe gebaut. Sollte das Zufall sein? Oder hat Enercon meine Forderungen aufgegriffen?
Leider werden von mancher Behörde solche Erkenntnisse dazu genutzt, um Windenergie zu blockieren, indem einfach nur Anlagen mit maximal 100 m Gesamthöhe genehmigt werden, die sowohl betriebswirtschaftlich, als auch volkswirtschaftlich im Binnenland nicht die optimale Lösung darstellen und zum Teil sogar der größte Quatsch sind.
Als weitere Anregung an die Hersteller möchte ich den den Gedanken des Upgrading nennen. Man Tausche für Binnenstandorte kurze Flügel gegen lange und nehme die kurzen zurück für Einbauten in Anlagen für Standorte mit stärkeren Winden. Diese Idee kam mir, als ich erfuhr, daß die Flügel der V90 sogar leichter sind als die der V80.
Auch da wäre es zu wünschen, daß solche sinnvollen Veränderungen einfacher zu genehmigen wären. Statt dessen ist es in der Praxis leider so, daß selbst bei noch nicht gebauten, aber schon genehmigten Anlagen, eine kurzfristige Umplanung auf eine verbesserte Binnenwindtauglichkeit durch längere Flügel, selbst bei gleicher Gesamthöhe und Nennleistung recht schwierig ist. Ich finde es schade, daß so Energiereserven von Binnenwindrädern ca 20 % und mehr sinnlos verschenkt werden. Angesichts eines Ölpreises von 78 $ pro 159 l Rohöl Mitte Juli 2006 für mich unverständlich. Wenn in ein paar Jahren die Marke von 250 $ pro Barrel erreicht sein wird, könnte man so eine Verhinderungsstrategie noch bereuen.


 

 



Der Parkwirkungsgrad

Bei mehr als einem Windrad wird auch von Windpark gesprochen. Je nach Windangebot entzieht ein Windrad bis zu 50% der Windenergie des durchgeströmten Windes. Selbst bei zwei Windrädern kann zeitweise ein Windrad unmittelbar hinter dem anderen stehen. Es müßte damit mit den restlichen 50% auskommen, die es wiederum nur zu 50 % nutzen kann. Ganz so dramatisch ist es in der Praxis nicht, da doch gewisse Abstände eingehalten werden und der Wind nur selten zwei exakt hintereinander liegende Windräder trifft. Bei theoretisch gleicher Windrichtung über den ganzen Tag in der Richtung der Verbindungslinie von zwei Windrädern, würde das vordere ziemlich genauso viel produzieren wie wenn es alleine steht, also 100%. Das dahinter liegende dagegen nur noch 50%. Der Mittelwert liegt dann bei 75% Parkwirkungsgrad in diesem Extremfall. In der Praxis schirmen sich 2 einzelne Windräder kaum ab, da man in der Regel auch noch darauf achtet, daß nicht beide in Hauptwindrichtung hintereinander stehen. Für einen Windpark von 2 Windrädern ist ein Parkwirkungsgrad von 98% realistisch.
Der Windpark Scholen ist mit 10 Windrädern noch kein großer Windpark. Mit 98 m Nabenhöhe sind es auch keine kleinen Windräder. Und dennoch kommt das östlichste Windrad bei Westwind im Schnitt nur auf ca 76% des westlichsten. Der Mittelwert aller im Verhältnis zum besten betragt 87% Geringfügige Verfügungsverluste der schwächeren Windräder durch zeitweise Abschaltungen dürften sich die Waage halten mit Ertragsminderungen des besten Windrades durch teilweise Abschirmung.
Bei Auswertung der 32 Tage mit den schwächeren
Ostwind komme ich auf einen Mittelwert von 80,5%.
Ich möchte an dieser Stelle darauf hinweisen, daß dies eine Abschätzung aufgrund von Istdaten aus dem Jahr 2006 ist. Das Jahr 2006 war ein schlechtes Windjahr mit 86% der Sollerträge. Je weniger Wind um so schlechter ist auch der Parkwirkungsgrad. Der tatsächliche Parkwirkungsgrad bezieht sich auf ein Normjahr von 100% Ertrag. Da im Schnitt aller 170 Tage 2006 mit Westwind der Ertrag bei ziemlich genau 100% lag, sollte der Mittelwert bei Westwind in 2006 dem Parkwirkungsgrad in einem normalen Windjahr entsprechen. Eine Auslastung von 23,78% (Westwind 2006) liegt 1,7% über der durchschnittlichen Sollauslastung von 23,38%. Dies entspricht ziemlich genau den elektrischen Verlusten, die bei den hier genannten Daten noch nicht berücksichtigt sind.
Daß einzelne Windräder durch externe Hindernisse benachteiligt sind und so das Ergebnis verfälschen könnten, halte ich für unwahrscheinlich, da bei östlichen Winden die östlichen Windräder die besten sind und bei westlichen Winden die westlichen.
Bei
zehn Windrädern im Windpark in weitgehend quadratischer Anordnung halte ich einen Parkwirkungsgrad von 87 % in einem Normaljahr für realistischer als die Werte mancher Gutachter von fast 91 % für einen solchen Windpark, wie Scholen.
WEA 01 bis WEA 09 stehen weitgehend im Quadrat. Die erste Reihe im Westen wird gebildet von WEA 01 bis WEA 03 von Nord nach Süd in der zweiten Reihe folgen WEA 04 bis WEA 06 wieder von Nord nach Süd, gefolgt von WEA 07 bis WEA 09 in der östliche Reihe. WEA 10 steht als Einzelanlage nochmals weiter östlich von WEA 07 und WEA 08.
Bild 18a: Vergleich der Windräder eines Windparks mit 10 Anlagen bei Westwind und Ostwind
Vergleich der Windräder eines Parks mit 10 Anlagen bei Westwind und Ostwind



Eine Auswertung der Tagesprotokolle des Windparks Scholen mit nur 10 Windrädern ergab, daß tatsächlich einzelne Räder bei leichtem Wind tatsächlich nur auf 50 bis 60 % der Tagesleistung der Spitzenwindräder kommen, wenn sie durch zwei bis drei andere abgeschattet werden. Selbst bei mäßigem Wind sind es kaum mehr als 60% des besten. Erst bei Sturm gleichen sich die Erträge dann allmählich an., weil die vorderen Windräder auch noch für die hinteren Wind übrig lassen.
Der Parkwirkungsgrad an bestimmten Tagen kann somit je nach Windangebot selbst bei einem Windpark von 10 Rädern zwischen 75 % bei schwachem Wind und bis 95% bei Sturm schwanken.
Bild 18b: Vergleich der Tageserträge der Windräder eines Windparks mit 10 Anlagen bei Westwind unterschiedlicher Stärke
Vergleich der Tageserträge der Windräder eines Parks mit 10 Anlagen bei Westwind unterschiedlicher Stärke
 


Nun sind auch Stückzahlen von 20 Windräder auf einem Haufen keine Seltenheit. Ich möchte nicht wissen, wieviele davon nur 40 bis 50% ihrer Kollegen an Strom abliefern, wenn man Jahreserträge nach Windrichtungen zusammenfasst. Damit wird der Parkwirkungsgrad im Jahresschnitt kann dann schnell auf unter 80% gedrückt. Auch dies gehört sich im Interesse einer vernünftigen Nutzung der Windenergie durch das EEG untersagt. Einen Parkwirkungsgrad von 85% halte ich für die unterste Grenze, der per Gesetz zu gelassen werden darf.
In den meisten Prospekten werden jedoch die Jahresmittelwerte der einzelnen Anlagen unabhängig von der Windrichtung verglichen. Dies führt dazu, daß der Eindruck entsteht, die Anlagen würden sich gegenseitig kaum beeinflussen.
Die Abhängigkeit des Parkwirkungsgrad von der Windstärke führt weiter dazu, daß in großen Windparks gerade in Jahren mit schwachem Wind der Ertrag stärker zurückgeht, als eigentlich nach dem Windindex zu erwarten wäre, weil der Parkwirkungsgrad bei schwachen Wind niedriger liegt als bei starkem Wind und somit zusätzlich den Ertrag schmälert.
Ob es da betriebswirtschaftlich nicht besser wäre, aus großen Windparks einzelne Windräder einfach herauszunehmen? Volkswirtschaftlich machen sie gleich überhaupt keinen Sinn, da es sich um reine Spitzenwindausnützer handelt.
Ein guter Windpark hat also wenige, wenn möglich große, statt viele kleine Windräder und damit einen guten Parkwirkungsgrad.

 

 



Ansätze zur Lösung des Lärmproblems

Ein Kritikpunkt an Windrädern ist dessen Schallemission. Grundsätzlich bin ich der Meinung, daß Windenergieanlagen als Gewerbeobjekte in keinem Wohngebiet was zu suchen haben, genauso wenig wie Hochspannungsleitungen oder Autobahnen. Doch irgendwie muß ein Kompromiss gefunden werden hinsichtlich des Abstandes, den ich bei Windrädern je nach Größe auf mindestens 500 m, besser 600 bis 1000 m schätze. Wodurch entsteht nun im wesentlichen der Schall? Abgesehen von mechanischen Verspannungen in den Flügeln, die sich technisch lösen lassen, durch die mechanischen und elektrischen Bauteile in der Gondel sowie durch Windgeräusche an den Flügeln. Außerdem verursacht auch der Transformator noch einen Netzbrummton Dieser dürfte ab 500 m Entfernung soweit abgeklungen sein, daß eine Störung des Schlafs ausgeschlossen ist, was auch für die erzeugten elektromagnetischen Felder zutreffen müßte.
Geräusche aus der Gondel (Getriebe, Generator, Kühlung) werden heute weitgehend durch die geschlossene Ausführung reduziert. Auch für diese Schallquelle dürfte ein Abstand von 500 m ausreichen, sie nicht mehr als störend zu empfinden.
Die vierte Lärmquelle sind die Windgeräusche. Je höher die Geschwindigkeit eines bewegten Gegenstandes im Wind ist, desto stärker können die Pfeifgeräusche sein. Sehr kritisch ist aber eine falsche Blattgestaltung. Aufgrund von sog. laminarer Ablösung kann ein Pfeifen mit ganz bestimmten Frequenzen auftreten, auch schon bei recht niedrigen Geschwindigkeiten. Forschungen in Richtung leichter Blattwinkelverstellung haben ergeben, daß auch hierin ein großes Potential an Lärmreduzierung vorhanden ist.
Eine starke Zunahme der Lautstärke tritt in der Nähe der Schallgeschwindigkeit auf. Selbst bei 22 Umdrehungen pro Minute und einem Rotordurchmesser von 70 m kommt man erst auf eine Geschwindigkeit von 290 km/h im Bereich der Blattspitze, also etwa 80 m/s und damit erst auf einem Viertel der Schallgeschwindigkeit. Ein Leser hat mich darauf aufmerksam gemacht, dass ich hier irrtümlich die Schallgeschwindigkeit mit 330 km/h neu festgelegt hatte und damit fälschlicherweise die 290 km/h in die Nähe der Schallgeschwindigkeit gerückt hatte. Vielen Dank.

Manche Binnenwindanlagen dagegen erreichen mit ca. 14 U/min und 82 m Durchmesser nur noch ca 220 km/h an der Flügelspitze. Sie gelten als „leise“ WEA. Eigene Beobachtungen an einem Windrad mit 82 m Durchmesser haben ergeben, daß schon bei frischem Wind so um die 30 km/h (8,33 m/s) dieses Windmühlenrauschen bereits in 500 m Entfernung durch allgemeine Windgeräusche von Bäumen und Häusern überdeckt wird.
Bei schwächerem Wind so unter 20 km/h (5,56 m/s) läuft die Anlage dann nur mit 11 U/min. Die Blattspitzengeschwindigkeit geht auf 170 km/h zurück. Selbst direkt unter der WEA würde ich das Geräusch eher als leichtes Rauschen bezeichnen. Doch es ist schon erstaunlich wie weit man in der Nacht dieses Rauschen hört.
Echte Drehzahlregelung bringt hier Vorteile, da gerade dann, wenn es leise ist, also bei schwachem Wind, die Drehzahl sehr stark gesenkt wird. Zum Zeitpunkt 14.01.09 kenne ich keine größere Anlage mehr ohne Drehzahlregelung, die für Deutschland zu Verfügung steht.
Will man so auf 500 m an Wohngebiete heran gehen, so denke ich an eine maximale Geschwindigkeit der Blattspitze von 130 km/h bei schwachem Wind und bis zu 180 km/h bei stärkerem Wind. Erst bei sehr starkem Wind wird die maximale Drehzahl erreicht. Dann sind die allgemeinen Windgeräusche so groß, das man von der Windenergieanlage nichts mehr hört.
Bei einer für Dreiflügler optimalen Schnelllaufzahl von 7 bis 8 (Faktor um den die Blattspitzengeschwindigkeit höher liegen soll als die Windgeschwindigkeit) ergibt sich damit eine untere Grenze der optimalen Windgeschwindigkeit von 4,51 m/s bis 7,14 m/s (130 km/h / 8 bzw. 180 km/h / 7). Es wird also damit der optimale Wirkungsgrad in einen Bereich der Windgeschwindigkeit verschoben, der im Binnenland am häufigsten auftritt. Dies bedeutet, daß mit den aus volkswirtschaftlicher Sichtweise optimalen Windrädern mit langen Flügeln und schwachen Generator sich das Lärmproblem bei langsamerer Drehzahl ohne Mehrkosten von selbst lösen sollte. Ich denke da z.B. an die E82 und die E101 von Enercon , an die V100 von Vestas oder die XM 104 von Repower, nur um ein paar neuere Anlagen zu nennen.
Neben der Drehzahlregelung haben moderne WEA noch eine Möglichkeit, die Flügel in sich zu drehen. Mittels dieser Blattwinkelverstellung kann die Leistungsaufnahme aus dem Wind durch Verschlechterung des Wirkungsgrades bei starkem Wind der Nennleistung des Generators angepaßt werden. Bei der Pitchregelung nutzt man dazu die Verdrehung der Flügel in die positive Richtung, bei AktiveStall in die negative Richtung um bis zu sechs Grad, um oberhalb der Nennleistung eine Leistungsbegrenzung herbeizuführen. Bei Verstellung um 90 Grad (Fahnenstellung) bleibt die Anlage dann trotz Sturm von alleine stehen, wird also sanft abgebremst. Die Pitchregelung hat auf jeden Fall den Vorteil, daß bei Windgeschwindigkeiten, die über dem Nennlastbereich liegen, der Geräuschpegel konstant bleibt, weil die Flügel immer mehr aus dem Wind gedreht werden.
Die früher übliche Stall-Regelung begrenzte die Nennleistung des Generators dadurch, daß ab einer bestimmten Windgeschwindigkeit die Strömung an den nicht verstellbaren Flügeln weitgehend unkontrolliert abriß. Wegen Leistungsspitzen deutlich oberhalb der Nennleistung hatten diese Windräder auch eine schlechte Netzverträglichkeit. Bei AktiveStall wird der Strömungsabriß gezielt gesteuert. Auf alle Fälle hat diese Art von Regelung den Vorteil, daß Windböen wegen stärkerem Strömungsabriß ihre überschüssige Energie nicht an Getriebe und Generator weiterleiten. Bei Einsetzten der Active- Stall-Regelung steigt die Lautstärke meßbar an. Aufgrund der allgemeinen Windgeräusche im Bereich von über 35 km/h fallen mir die zunehmend höheren Eigengeräusche des Windrades subjektiv nicht auf. Ich halte es für viel wichtiger, daß eine Windenergieanlage auch dann leise ist, wenn das Umfeld keine Geräusche erzeugt, also bei leichtem bis mäßigen Wind. Da ist die Drehzahl neben der Flügelform mit entscheidend.


Appell an Politik

Durch das EEG hat der Staat einen Teilbereich der Energieversorgung übernommen. Die grundsätzliche Idee des EEG finde ich gut. Ich möchte jedoch auf drei Entgleisungen hinweisen.
1. mangelhafte Auslastung der Windräder (zu geringer Kapazitätsfaktor)
Das neue EEG 2009 enthält im §11 eine Passage, wonach der Netzbetreiber gegen Kostenerstattung berechtigt ist, Anlagen vorübergehend vom Netz zu nehmen. Es muss also für Strom bezahlt werden, der gar nicht eingespeist wird, weil er zu diesem Zeitpunkt wertlos ist. Doch wären die Generatoren im Verhältnis zu Rotordurchmesser und Turmhöhe nicht so groß dimensioniert, würde diese Sachlage kaum auftreten.
Ich sehe das Problem der Überproduktion von Windstrom bei starkem Wind schon seit 2004 und fordere daher seitdem an verschiedenen Stellen, allen voran bei Politikern und auf meiner Homepage, dass Windräder in Zukunft so gebaut werden, dass sie bereits bei leichtem bis mäßigem Wind verstärkt einspeisen. Dies ist möglich durch Windräder mit hohen Türmen, langen Flügeln und schwachen Generatoren. Diese Windräder liefern einen wertvolleren Strom, als solche, die auf ihre Nennleistung nur an einzelnen Tagen im Jahr mit starkem Wind kommen. Doch für verhältnismäßig wenig Zusatzkosten bringt ein stärkerer Generator in der Regel zusätzlichen Ertrag an Tagen mit starkem Wind. (siehe Beispiel 1) Genau da sollte das EEG ansetzten. Ein Windrad mit gleichmäßigerem Strom sollte besser gestellt werden. Der Anreiz, solche Windräder mit einer Auslastung von über 40% zu bauen, wäre dann größer. So könnte die Durchschnittsauslastung von bisher ca. 19 bis 20% zumindest in Richtung 30% gefahren werden. Man bräuchte weniger Netzausbau. Immerhin sind mir die Hersteller schon zum Teil gefolgt und bieten mittlerweile schon Anlagen mit 30 bis 35% Auslastung im Binnenland an. Doch das reicht nicht aus. Und so werden wir wohl hohe Summen in Netzausbau stecken müssen, um den Spitzenstrom von Windenergiefehlplanungen mit 10 bis 15% Auslastung einigermaßen unterzubringen, wenn wir nicht bald von vorne herein bei Neubauten auf den Spitzenstrom verzichten. Einen Ausbau des Europäischen Stromnetzes idealerweise über Hochspannungsgleichstrom als Bodenkabel halte ich grundsätzlich für wichtig und sinnvoll, um das Windstromangebot in Europa auszugleichen. Doch alles mit Maß und Ziel. (Stand 14.01.09)
Und tatsächlich nur dreieinhalb Jahre später sind die Diskussionen um einen Netzausbau voll entbrannt. (Stand 13.08.12)
Immerhin wird bei manchem Hersteller mit einem guten Kapazitätsfaktor jetzt schon geworben, leider zu spät, wenn ich die jetzigen Diskussionen zum Netzausbau verfolge.
Sehr stark wird die Auslastung leider auch durch große Windparks in den Keller gezogen. (Beispiel 2)

Beispiel 1 für Verbesserung der Rentabilität durch stärkeren Generator auf Kosten der Auslastung:

Eine E82 / 2000 kW mit 108 m Nabenhöhe an einem mittleren Standort macht im Jahr 4400 MWh. (Auslastung 25,11 % bzw 2200 Volllaststunden)
Man könnte an diesem Standort ja auch die E82/2300 kW mit 108 m Nabenhöhe bauen. (138 m Nabenhöhe sei bedauerlicherweise verboten)
Die E82/2300 mit 108 m Nabenhöhe bringt einen Mehrertrag im Jahr von 90 MWh, also etwa 2,05%.
Die Auslastung beträgt 22,29% bzw. 1953 Vollaststunden
Die Anlage kostet ca. 2% mehr als die E82/2000.
Der Gewinn pro Jahr steigt um ca. 200 EUR.
Betriebswirtschaftlich ist dies eine sinnvolle Investition!?
Doch das sollte ein EEG nicht zulassen
An diesem Standort läuft die Anlage E 82/ 2000 ca. 320 Stunden im Jahr tatsächlich auf Volllast.
Nur in diesen 320 Stunden hat die E 82/2300 eine Chance ihre Vorteile auszuspielen, um die Mehrerträge von 90 MWh einzufahren.
Die Grenzauslastung für diese zusätzlichen 300 kW Leistungsreserve liegt bei 90000kWh/300kW/365/24= 3,4%
Manche drücken den gleichen Sachverhalt in Volllaststunden aus. Es sind 300 h. Laut BWE kenne ich eine Mindestzahl von ca 2000 h für einen Windpark.
Umgekehrt kann ich sagen:
Wenn ich nun eine E 82/2300 auf 2000 kW drossle, verliere ich im Jahr 200 EUR.
Der volkswirtschaftliche Gewinn ist aber um ein vielfaches höher. Die Leitungsbelastung bei Volllast für diese Anlage ist um 300 kW niedriger. Wenn man nun weiter bedenkt, dass von dieser Mehrleistung nur ca. 320 Stunden im Jahr betroffen sind und davon wiederum ca. 50 Stunden sinnvollerweise nicht nach Spanien geschickt werden müssten, weil in Deutschland und Frankreich eigentlich kein Mehrstrom gebraucht wird, bräuchte die Fernleitung nach Spanien wegen dieser einen Anlage für 2 Tage im Jahr (ca. 50 Stunden) um 300 kW niedriger ausgelegt werden.
Das halte ich für sinnvoll.

Beispiel 2 für Verbesserung der Rentabilität durch höhere Windradrichte der Auslastung an gutem Standort (Referenzstandort)
Bei einer E82/2000 rechne ich bei 3 Mio Kosten + Nebenkosten von 1 Mio. mit einem Ertrag von 5,7 Mio KWh/Jahr. (97% techn Verfügbarkeit, 2% Trafoverlust)
Als Stromeinnahmen in 20 Jahren ergibt sich: 8,66 Mio für 16 Jahre +1,08 Mio für 4 Jahre = 9,74 Mio abzüglich Betriebsausgaben von ca 33% bleiben ca. 6,5 Mio,
ergibt bei 100 % Windindex 5,7% Rendite. Bei realistischen 92% Windindex komme ich auf eine Rendite von 4,6% ( nach der üblichen internen Zinsrechnung)
Bei 20 Anlagen könnten wegen Rabatt die Anlagenpreise bei 50 Mio liegen. Für die Nebenkosten rechne ich Mal 5 Mio. Selbst bei 82,5% Parkwirkungsgrad komme ich auf einen Ertrag von 94 Mio KWh/Jahr.
Die Stromeinnahmen in 20 Jahren betragen 178,6 Mio - 33% = 119,7 Mio Die höhere Anfangsvergütung wird volle 20 Jahre gewährt. Muß das sein?
macht bei 100 % Windindex 8,9% Rendite. Selbst bei 92% Windindex (entspricht eher der Realität) sind es noch 7,75%
Würde nach 16 Jahren ebenfalls die Vergütung abgesenkt, komme ich auf eine Rendite von 6,25% bei 92% Windindex.
Statt 30,9% Auslastung (bei 97% techn Verfügbarkeit 2% Einspeiseverlusten und 92% Windindex) für eine E82 mit 108 m komme ich auf 25,5% Auslastung für den Windpark mit 20 Anlagen
Die Tatsächlichen Renditen für den Park sind tatsächlich höher, da eine gute Rendite durch günstige Kredite gehebelt werden kann.




2. Spekulation und Gewinnmaximierung
Ich halte es nicht für richtig, dass nur der Eigentümer eines günstigen Standorts für ein Windrad im Jahr unter Umständen mehr an Pacht bezahlt bekommt als das, was der Wert des ganzen Ackers vor der Windenergienutzung war. In einzelnen Windparks ist es üblich, die Pacht auch auf angrenzende Äcker zu verteilen und auch die Gemeinde und über Bürgerbeteiligung auch die Bevölkerung mit einzubinden. Denn eine gewisse Beeinträchtigung liegt für alle in der Gemeinde vor. Eine Beteiligung von Gemeinde und Bevölkerung halte ich für gut, doch es scheint leider die Ausnahme zu sein. Ob es die Ausnahme ist, dass Windparkplaner sich Grundstücksrechte sichern und dann mit Hinweise auf die rechtliche Lage ohne intensive Zusammenarbeit mit der Gemeinde ein Projekt durchzudrücken versuchen, glaube ich fast nicht mehr. Zu viel hört man andererseits auch von Grundstückseigentümern, die man regelrecht über den Tisch gezogen hat oder es zumindest versuchte. Ich denke, wenn schon der Staat, das sind wir Bürger, durch das EEG hier eingreift, so sollte er auch ein wenig sein Auge darauf werfen, wo das Geld letztendlich hinkommt oder zumindest die betreffende Gemeinde stärker einbinden, dies zu kontrollieren.
3. Falsche Windgutachten
Zwar sind Windgutachten vorgeschrieben, und das ist eigentlich auch gut so. Doch kein Gutachter haftet für das was er berechnet. Nicht wenige bekommen es gar mit, was aus ihren Prognosen geworden ist. Als Windparkplaner kann man auch leicht in Versuchung kommen, aus 5 Gutachten die besten zwei raus zu suchen. Ich fordere eine Schadenersatzpflicht für falsche Gutachten, sei es aus Leichtsinn, sei es aus dem Verdacht lieber zu positiv zu bewerten, um weitere Aufträge von Windparkfirmen zu erhalten. Da ja bei fast allen Windparks ein Sicherheitsabschlag von 5 bis 15% eingerechnet ist, müssten im Schnitt mehrerer Jahre alle Windenergieanlagen ca. 10 % mehr Ertrag bringen als eigentlich geplant. Nun ist das Windpotenzial in den letzten 10 Jahren um ca. 10% geringer als die 10 Jahre vorher. Genau dafür sollte der Sicherheitsabschlag auch mit herhalten. Doch viele Windparks laufen jetzt mit 90%, 80% und zum Teil sogar noch weit darunter. Wären die Gutachten zumindest im Schnitt richtig, müssten wir trotz weniger Wind die geplanten Erträge erzielen. Auf Grund meiner Beobachtungen, vermute ich den Durchschnittsfehler auf ca. 10 % Abweichung nach unten. Einzelne Windparks weichen mit dem Ertrag bis zu 50% nach unten ab. Einige Anleger in Windkraft sind so um ihr Geld gebracht worden, andere müssen sich trotz des hohen Risikos mit Erträgen auf Sparbuch-Niveau zufrieden geben. Das kann nicht richtig sein.
Es gibt auch die Gutachter, die wirklich auf Nummer sicher gehen und mittels Windmessmast erst messen und dann rechnen. So sollte es immer sein. Doch so manches Mal wurde aus Kostengründen gar nicht gemessenen, wenn es der Kunde nicht wollte. Da muss dann der Gutachter auch nein sagen. Wenn er haften muss, wird er dies wohl eher tun, als wenn dies nicht der Fall ist.
Formal werden die Prospekte bei uns in Deutschland nun seit 2007 mit so hohem Aufwand von der Bafin geprüft, dass kaum noch Bürgerbeteiligungen angeboten werden. Doch für den Inhalt haftet am Ende weder Bafin noch Gutachter oder Planer der Windenergieanlagen. Das sollte sich ändern. Das Risiko eines falschen Gutachtens zum Beispiel sollte der Gutachter tragen. Eine Versicherung für Gutachter könnte deren Risiko abfedern. Passieren zu viele Schnitzer, dann steigt eben seine individuelle Prämie.
Ziel
Ich bin mir sicher, dass diese drei Punkte, mit dazu beigetragen haben, das positive Image der Windenergie etwas anzukratzen, obwohl es die preiswerteste Art der regenerativen Stromerzeugung bei uns in Deutschland ist.
Alle Politiker, ich bitte Euch, dieses Thema mit den zuständigen Fachgremien zu besprechen, um diesen Entgleisungen Einhalt zu gebieten und um eine harmonische Energieumstellung jenseits von Öl und Kohle und langfristig auch von Atom herbeizuführen. Herrn Seehofer habe ich darum persönlich gebeten
Biogas sollte eher ins Gas-Netz eingespeist werden, um so für Spitzenlasten und Schwachwindperioden zur Verfügung zu stehen. Die Grundlast sollte über ein weltweites Stromnetz durch Windkraft gedeckt werden. Denn irgendwo geht der Wind eigentlich immer.


Stichpunktsammlung für Planung eines Bürgerwindprojekts

Durch gelegentliche Gespräche mit Planern von Windenergieanlagen habe ich einiges an Informationen gesammelt. Die Sammlung erhebt keinen Anspruch auf Vollständigkeit.
Die angegebenen Links dienen als Hinweis auf weitere Informationsquellen, deren Richtigkeit ich nicht beurteilen kann.
Standorterkundung nach Lage und Bewohnung
Berücksichtigung der örtlichen technischen Begebenheiten ( z.B. Wege, Gasleitungen, Sendemasten, Flugsicherheit)
Berücksichtigung der örtlichen Naturbedingungen (Wald, Boden, Tiere)
sich über die Auswirkungen von Windenergieanlagen Gedanken machen http://www.iwr.de/wind/raum/r_vorgab.html
Sich über die Qualität von Windenergieanlagen informieren
sich über Lärmentwicklung von Windenergieanlagen informieren
Kontaktaufnahme mit dem Windenergieverband http://www.wind-energie.de/de/kontakt/
Kontaktaufnahme mit anderen Betreibern von Windenergieanlagen
Rat holen bei speziellen Rechtsanwälten für eine mögliche Vertragsgestaltung http://www.stromtarifrechner.de/links/rechtsanwaelte.php
mit Grundstückseigentümern reden und Harmonie untereinander anstreben
Aneignung von Grundbuchkenntnissen, recht gut erklärt unter: http://www.behlau-energie.com/...../einfuehrung_grundbuch.pdf
Der Erbauvertrag als Alternative zum Nutzungsvertrag überlegen http://www.behlau-energie.com/....../erbbauvertrag.pdf
Windmessungen durchführen mittels Windmast und Sodar http://www.wind-energie.de/fileadmin/branchenadressen/mue_2007/windgutachter.pdf
Gutachter aussuchen und nach bisherigen Windgutachten bewerten http://www.dmg-ev.de/gesellschaft/aktivitaeten/meteorologen_sachverstaendige.htm
Anlagentyp an Standort anpassen, also Binnenwindanlagen für das Binnenland
möglichen vorhandenen Regionalplan für Windenergie berücksichtigen
mit Landratsamt (untere Naturschutzbehörde) Kontakt aufnehmen
unterschiedliche Genehmigungsverfahren in Abhängigkeit von der Zahl der Windräder beachten http://www.iwr.de/wind/raum/genehm030801.html
mögliche Einspeisepunkte mit Energieversorger diskutieren
Kabeltrasse mit Grundstückseigentümern abstimmen und vertraglich festlegen
Kabelstärke festlegen und auf ausreichend Reserven achten für möglichen späteren Zubau weiterer Anlagen
Gespräche mit Gemeinde über die Möglichkeit einer Bauleitplanung
möglichst Vereine in die Erstinformation mit einbeziehen. Dort sitzen oft viele engagierte Personen
Informationen über Windenergie an Parteien mit unterschiedlichen Interessen getrennt weiterleiten
Herstellung von 3-D Modellen mit eingeplanten 3 bis maximal 5 Windrädern
Organisation von Infoveranstaltungen
Organisation von Busfahrten zu Windparks mit Anlagen verschiedener Nabenhöhen
Möglichkeiten einer Bürgerbeteiligung abwägen (z.B. GmbH und Co KG, Genossenschaft)
Art der Firmengründung überlegen (z.B. Gründungsversammlung mit allen oder nur mit wenigen Gründungskommanditisten)
Verhandlungen mit Anlagenherstellern (Preis, Garantien, Schadenersatz für Wege, Kabeltrasse)
Kalkulation der Nebenkosten (z.B. Netzanbindung, Netzverluste, Wegebau, Wegeinstandhaltung, Windmessung, Gutachter, Werbung, Bauleitplan, Behörden, eigene Kosten)
Finanzierungskonzept erstellen (Eigenkapitalanteil, Zinssatz, Laufzeit, Bankgarantien)
Liquiditätsplan erstellen
Steuerberater auswählen
Internetseite erstellen und laufend aktualisieren
sich auf mögliche Kritik einstellen und angemessen beantworten (finde ich gut bei http://www.rothaarwind.de)
eine Kurzusammenfassung für Projektentwicklung und Prüfung habe ich gefunden unter http://www.behlau-energie.com/...../projektpruefung.pdf





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