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Strom aus Windernergie gewinnen (Bild: pixabay.com)
Regenerative/Alternative Energien | Windkraftanlagen

Strom aus Windenergie

Teil 1: Potential, Topographie und die treibende Kraft des Rotors

15.11.2018

Der Ausbau der Windenergienutzung wird bald nicht mehr durch eine feste Einspeisevergütung gefördert. Stattdessen sollen Ausschreibungen die Höhe der Vergütung ermitteln – und möglichst senken. Es kommt also mehr denn je darauf an, die technischen Möglichkeiten optimal auszunutzen und Windturbinen mit möglichst hohem Wirkungsgrad an den verfügbaren Standorten zu errichten.

Die Sonne spendet uns fast alle Energie, die uns für die Nutzung zur Verfügung steht. Das gilt auch für die Windenergie, denn die unterschiedliche Erwärmung der Erdoberfläche durch die Einstrahlung der Sonne hat eine unterschiedliche Erwärmung der Erdatmosphäre zur Folge. Dadurch entstehen regionale Dichte- und Druckunterschiede, die in fluktuierenden Luftströmungen ihren Ausgleich suchen. In den unteren Luftschichten werden die großräumigen Strömungen durch Bodenreibung und Bodenrauigkeit immer wieder durch kleinere turbulente Windfelder überlagert. Im Mittel nimmt die Windgeschwindigkeit von oben nach unten ab und wird direkt am Boden zu Null.

Troposphäre in Bewegung

Für die Nutzung der Windenergie werden deshalb Standorte mit geringer Bodenrauigkeit bevorzugt, also auf dem Meer oder unmittelbar an einer flachen Küste, außerdem ausgedehnte, kahle Ebenen im Flachland. Laminar überströmte, flache Hügel und Bergkuppen sind ebenfalls gut geeignet ebenso wie Gebirgspässe, in denen sich die durchströmende Luft aufgrund der Verengung beschleunigt. In dicht besiedelten Gegenden, insbesondere in Städten, sowie im Hochgebirge ist die Bodenrauigkeit so groß, dass man fast nur stark abgebremste, turbulente Windströmungen vorfindet, die sich für eine wirtschaftliche Nutzung kaum eignen. Standorte, die wegen ihrer Ergiebigkeit berühmt sind, findet man zum Beispiel in der Passatzone, also etwa an der marokkanischen Atlantikküste, oder in den kalifornischen Gebirgspässen. Dort weht der Wind fast immer laminar und stetig, sodass die Windenergie nahezu ununterbrochen Strom liefern kann. Die gesamte Troposphäre ist in Bewegung. Sie ist im Mittel etwa 11 km mächtig. Für den Menschen nutzbar ist nach heutigem Stand der Technik aber nur die Energie der untersten Luftschicht bis in etwa 300 m Höhe. Zur bevorstehenden Windenergiemesse Husum Wind wird eine Windturbine angekündigt, die auf einem 164 m hohen Turm stehen und einen Rotor mit 149 m Durchmesser tragen wird. Die Blattspitze dieser Anlage reicht also bis in knapp 240 m Höhe. Noch größere Windturbinen sind sicherlich realisierbar und werden auch angestrebt, weil die mittlere Windgeschwindigkeit mit der Höhe zunimmt und die Turbulenz abnimmt. Weil aber die Kosten mit wachsender Höhe überproportional steigen, kommt man voraussichtlich schon bald in eine Region, in der die Kosten schneller steigen als der zu erwartende Ertrag. Interessante Vorschläge für die Nutzung der Windenergie bis in 1 000 m Höhe haben bereits zu Modellversuchen geführt. Man könnte zum Beispiel Mini-Windturbinen, die an einem senkrechten Drahtseil wie Perlen an einer Schnur aufgereiht sind, durch einen Zeppelin in große Höhen tragen. Diese Technologien befinden sich aber noch in einem frühen Entwicklungsstadium. Ob sie jemals wirtschaftlich realisiert werden, ist ungewiss.

Potential der Windenergie

Die Grenzen der Windenergienutzung sind nicht nur durch die Höhe gegeben, sondern auch durch den Mindestabstand der Windturbinen eines Windparks. Stand der Technik sind zurzeit Anlagen mit 4 MW Leistung, die etwa 1 000 m Abstand voneinander brauchen, weil sich hinter den Rotoren lange Wirbelschleppen bilden. Das bedeutet, dass man dem Wind pro Quadratkilometer maximal 4 MW Leistung entziehen kann. Voraussichtlich werden durch technische Weiterentwicklung in absehbarer Zeit auch 5 MW möglich sein. Wenn man 10 % der Fläche Deutschlands für die Windenergienutzung reservieren würde, könnte man 175 GW Leistung installieren und daraus eine jährliche Strommenge von etwa 400 TWh gewinnen, das entspricht rund zwei Dritteln des Bedarfs. Auf dem Meer sind 9-MW-Windturbinen Stand der Technik, aber die Abstände sind noch größer. Ein 1 200-MW-Windpark benötigt eine Fläche von 400 km2, liefert also nur 3 MW/km2.

Turbulenzen, Flauten und Leistungsschwankungen

Die an den meisten Standorten unvermeidlichen Turbulenzen bewirken, dass die Leistung einer Windturbine innerhalb von wenigen Sekunden stark steigen oder fallen kann. Durch Zusammenschalten der Windturbinen zu großen Windparks kann man diese kurzfristigen Schwankungen weitgehend ausgleichen. Die wetterbedingten Schwankungen, die sich innerhalb von Stunden oder Tagen auswirken, kann man jedoch nur durch großräumiges Zusammenschalten von vielen Windparks in gewissem Umfang ausgleichen. Wenn man die Monatserträge eines Windparks betrachtet (Bild 1), dann wird deutlich, dass die drei Wintermonate für die Stromerzeugung mit Abstand am wichtigsten sind. Das Beispiel des Windparks Scholen (Niedersachsen), der aus zehn Windturbinen mit jeweils 1,8 MW Nennleistung besteht, zeigt, dass der Ertrag im Januar fast viermal so groß sein kann wie im Juni. Aber nicht nur die Monatserträge, sondern auch die Jahreserträge können erheblich voneinander abweichen (Bild 2). Der Windpark Scholen erzielte im Jahr 2007 sein bisher bestes Ergebnis (35 339 MWh) und nur drei Jahre später sein bisher schlechtestes Ergebnis (25 133 MWh), das sind nur 71 % des Spitzenwertes. Länger andauernde, großräumige Windflauten stellen ein Problem dar, weil sie die Stromerzeugung des gesamten deutschen Windpark-Bestands tagelang auf unter 10 % drücken können. Durch die Vernetzung der Stromversorgung ganz Westeuropas einschließlich der Offshore-Windparks vor den Küsten könnte man lang andauernde, regionale Flauten überbrücken. Ob man dadurch eine lückenlose Stromversorgung sicherstellen kann, ist jedoch fraglich.

Auftriebskraft am umströmten Rotorblatt

Die naive Vorstellung, der Wind würde von vorn gegen den Rotor drücken und diesen zum Ausweichen zwingen, ist weit verbreitet, führt aber in die Irre. Zwar findet man diese sogenannten Widerstandsläufer noch heute unter anderem in Gestalt des Anemometers, sie sind aber für die Stromerzeugung ungeeignet. Alle modernen Windturbinen sind Auftriebsläufer, denn für den größten Teil des Drehmomentes, der den Rotor antreibt, ist der Auftrieb auf der nach oben gewölbten Seite des Rotorblattes verantwortlich. Dadurch entsteht für einen Beobachter, der von vorn auf den Rotor blickt, die scheinbar paradoxe Situation, dass auf der „Rückseite“ des Rotors die Auftriebskraft ansetzt. Dies ist nur zu verstehen, wenn man sich vor Augen führt, dass die Windgeschwindigkeit, die auf den Rotor trifft, als Vektorsumme aus „wahrem Wind“ (vW) und „Fahrtwind“ (vF) entsteht. Dieser Zusammenhang ist jedem Segler vertraut. Damit die Auftriebskräfte maximal werden, muss der Wind am gewölbten Segel entlang streichen, wie Bild 3 darstellt. Ein Beobachter, der auf der (schraffierten) Mole steht, nimmt den „wahren Wind“ (vW) wahr, der von rechts auf das Schiff trifft, also der Anschauung des Beobachters gemäß „auf das Segel drückt“ anstatt am Segel entlang zu streichen. Das ist aber eine Täuschung des ruhenden Beobachters. Denn weil sich das Schiff mit der Geschwindigkeit vS vorwärts bewegt, entsteht der Fahrtwind vF, der mit vW die resultierende Windgeschwindigkeit vR (als Vektorsumme aus vW und vF) bildet. Am umströmten Segel entsteht eine Auftriebskraft FA, die senkrecht am Segel ansetzt und in zwei Kraftkomponenten, die Vortriebskraft FV und die Drift FD zerlegt werden kann. Die Vortriebskraft ist deshalb zwar immer kleiner als die Auftriebskraft, reicht aber aus, um etwa ein Segelschiff von der Größe der Gorch Fock mit einer Leistung von rund 5 MW voranzutreiben. Dieser Zusammenhang lässt sich ohne weiteres auf das Rotorblatt einer Windturbine übertragen (Bild 4). Wenn man von links, also von der „Backbordseite“ auf die Windturbine blickt, bewegt sich das im Uhrzeigersinn drehende Rotorblatt von oben nach unten. Der wahre Wind vW ist genau auf die Nabe gerichtet und der Fahrtwind vF nach oben. Das in der Längsachse drehbar gelagerte Rotorblatt wird so eingestellt, dass die resultierende Windgeschwindigkeit vR senkrecht auf die Blattnase trifft und der Wind das Blatt möglichst ideal umströmt. Die entstehende Auftriebskraft FA lässt sich zerlegen in die „treibende Kraft“ FT (die das Drehmoment, engl. torque, bewirkt) und den Schub F0, der auf die Windturbine wirkt. Autor: D. Koenemann Literatur: [1] Molly, J. P.: Windenergie. Theorie, Anwendung, Messung. C.F. Müller Verlag, 2. Auflage, Karlsruhe 1990. [2] Jarass, L. Obermair; G. M.; Voigt, W.: Windenergie. Zuverlässige Integration in die Stromversorgung. Springer-Verlag, 2. Auflage, Heidelberg 2009. [3] Quaschning, V.: Regenerative Energiesysteme. Technologie, Berechnung, Simulation. Carl Hanser Verlag, 9. Auflage, München 2015. Der vollständige Artikel ist in unserem Facharchiv nachzulesen.Bilder:(1) Jahresgang eines typischen Windparks im deutschen Binnenland (Windpark Scholen, 18 MW, 2016) (Bild: Koenemann/ep)(2) Vergleich der Jahreserträge eines typischen Windparks im deutschen Binnenland im Zeitraum 2005 bis 2016 (Windpark Scholen, 18 MW) (Bild: Koenemann/ep)(3) Darstellung der resultierenden Windgeschwindigkeit vR aus wahrem Wind vW und Fahrtwind vF am Beispiel eines Segelbootes (Bild: Koenemann/ep)(4) Darstellung der resultierenden Windgeschwindigkeit vR und der daraus resultierenden Auftriebskraft FA am Rotorblatt einer Windturbine (Bild: Koenemann/ep)