DStGB-Dokumentation N° 111 - Repowering-Kommunal
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Nabenhöhe in m<br />
160<br />
140<br />
120<br />
100<br />
80<br />
60<br />
40<br />
20<br />
0<br />
v(z) = v(zr) In(z / z Rauhigkeitslänge z0 = 0,1 m<br />
0)<br />
In(zr / z0) © DEWI GmbH 2012<br />
5,4 5,6 5,8 6,0 6,2 6,4 6,6 6,8 7,0 7,2<br />
140<br />
120<br />
100<br />
50 m<br />
5,59 m/s<br />
Logarithmisches<br />
Windprofil<br />
Windgeschwindigkeit in m/s<br />
Abbildung 5:<br />
Zunahme der Windgeschwindigkeit mit steigender Höhe (Beispiel: logarithmisches<br />
Windprofil für den EEG-Referenzstandort) – (Quelle: DEWI GmbH)<br />
Höhe, m<br />
80<br />
60<br />
40<br />
20<br />
250 kW<br />
∅ 26 m<br />
1990<br />
∅ = Rotordurchmesser<br />
500 kW<br />
∅ 40 m<br />
1995<br />
1500 kW<br />
∅ 70 m<br />
2000<br />
Jahr der Errichtung<br />
2.1.1 Steigerung von Nenn leistung und<br />
Stromproduktion<br />
100 m<br />
2000 kW<br />
∅ 80 m<br />
2005<br />
Die Nennleistung der Windenergie anlagen hat sich seit<br />
Mitte der 1990er-Jahre etwa vervierfacht. Die jährliche<br />
Stromerzeugung einer 2 MW-Anlage erreicht rund das<br />
Fünffache einer Anlage der 600 kW-Klasse.<br />
Dabei erzeugen moderne Windenergieanlagen<br />
wesentlich effizienter Strom als frühere Anlagengenerationen.<br />
Die Hersteller bieten auf dem deutschen Markt<br />
praktisch nur noch Windenergieanlagen mit verstellbaren<br />
Rotorblättern und variabler Drehzahl an. Anders<br />
als bei vielen Anlagen der 600 kW-Klasse kann damit<br />
vor allem bei geringen Windgeschwindigkeiten eine optimierte<br />
Energieeinspeisung erreicht werden.<br />
Die Steigerung der Nennleistung einer Windenergieanlage<br />
ist nur bei einer Vergrößerung der sogenannten<br />
6,65 m/s<br />
Abbildung 6: Größenentwicklung der Windenergieanlagen seit 1990<br />
(Quelle: DEWI GmbH)<br />
Nabenhöhe<br />
3000 kW<br />
∅ 100 m<br />
2012<br />
„Rotorkreisfläche“ möglich. Die<br />
Rotorkreisfläche ist die von den<br />
Rotorblättern überstrichene Fläche,<br />
auf der die Windenergie<br />
„geerntet“ wird. Der Einsatz großer<br />
Rotorblätter erfordert andererseits<br />
hohe Türme, damit ein<br />
ausreichender Abstand der<br />
Blattspitzen zur Gelände oberfläche<br />
sichergestellt wird.<br />
2.1.2 Vergrößerung von<br />
Anlagenhöhe und<br />
Rotor durchmesser<br />
In größeren Höhen herrschen<br />
günstigere Windbedingungen mit<br />
höheren Windgeschwindigkeiten<br />
und gleichmäßigerer Strömung,<br />
da die Einflüsse von Geländestruktur<br />
und Bodenrauig kei ten<br />
mit zunehmender Höhe deut -<br />
lich abnehmen (s. Abbildung 5).<br />
Windenergieanlagen mit höheren<br />
Türmen können deshalb<br />
auch wesentlich mehr Strom<br />
erzeugen. Erst durch den Einsatz<br />
großer Nabenhöhen und<br />
längerer Rotorblätter konnte<br />
der wirtschaftliche Betrieb von<br />
Windenergieanlagen an Binnenlandstandorten<br />
erreicht werden.<br />
Für den Windenergieausbau in<br />
Deutschland war diese Weiterentwicklung<br />
der Technik von<br />
wesentlicher Bedeutung, da die<br />
Eignungs- und Vorranggebiete für die Windenergie in<br />
den windreichen Küstenregionen zunehmend bebaut<br />
sind.<br />
Aufgrund der großen Rotorblattlängen und Turmhöhen<br />
unterscheiden sich moderne Windenergieanlagen<br />
deutlich von den Dimensionen früherer Anlagengenerationen.<br />
Abbildung 6 veranschaulicht die technologische<br />
Entwicklung anhand typischer Größen-Klassen, die seit<br />
Anfang der 1990er-Jahre den Markt bestimmt haben.<br />
Dem um ein Vielfaches höheren Beitrag zu Stromerzeugung<br />
und Klimaschutz sowie der langsameren Drehbewegung<br />
steht die größere Sichtwirkung der großen<br />
Bauwerke gegenüber. Darüber hinaus sind Windenergieanlagen<br />
ab 100 Metern Gesamthöhe als Luftfahrthindernis<br />
zu kennzeichnen.<br />
16 <strong>Kommunal</strong>e Handlungsmöglichkeiten beim Ausbau der Windenergie<br />
11 / 2012