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

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.