Da gegenwärtig im Wesentlichen nur Windkraftanlagen mit horizontaler Rotationsachse errichtet werden, beschränkt sich dieser Abschnitt auf Anlagen dieser Bauform.

Eine Windkraftanlage besteht im Wesentlichen aus einem Rotor mit Nabe und Rotorblättern, und einer Maschinengondel, die den Generator und häufig ein Getriebe beherbergt. Es gibt auch Anlagen ohne Getriebe. Die Gondel ist drehbar auf einem Turm gelagert, dessen Fundament die notwendige Standsicherheit gibt. Dazu kommen die Überwachungs-, Regel- und Steuerungssysteme sowie die Netzanschlusstechnik in der Maschinengondel und im Fuß oder außerhalb des Turmes.

Die Rotorblätter sind elementarer und prägender Bestandteil einer WKA. Mit ihnen wird die Windenergie aus der Luft entnommen und dem Generator zugeführt. Sie sind für einen Teil der Betriebsgeräusche verantwortlich. Deshalb werden sie nicht nur stets auf einen höheren Wirkungsgrad, sondern auch auf Geräuschminderung hin optimiert. Die Rotordurchmesser bei den heute üblichen Anlagengrößen liegen etwa zwischen 40 und 90 m mit Trend zu größeren Durchmessern. Aktueller Spitzenreiter (Januar 2009) ist die Enercon E-126 mit einem Rotordurchmesser von 127 m.

Moderne Rotorblätter bestehen aus glasfaserverstärktem Kunststoff und werden in Halbschalen-Sandwichbauweise mit Versteifungsholmen oder -stegen im Inneren hergestellt. Auch Kohlenstofffasern haben bereits bei einigen Herstellern Eingang in die Fertigung gefunden. Die Rotorblätter sind mit einem Blitzschutzsystem ausgerüstet, das die Entladung an die Erdung des Maschinenhauses abgibt.

Ein mögliches Phänomen an den Blättern ist Eisbildung. Sie führt zu einer Wirkungsgradminderung, da sie die Form und damit das aerodynamische Profil der Blätter verändert. Auch Unwucht des Rotors ist eine Folge. Herabfallende Eisbrocken stellen eine mögliche Gefährdung unterhalb der Rotorblätter und in der näheren Umgebung dar. Eisabbruch wurde schon mehrfach dokumentiert, jedoch keine Personen- oder Sachschäden, da er wegen der verschlechterten Aerodynamik nur bei geringer Drehzahl oder im Trudelbetrieb nach Eisabschaltung auftritt. Eisbildung tritt jedoch nur selten und nur bei bestimmten Wetterlagen auf. Die Anlagen schalten sich bei Eisansatz automatisch ab, der in der Regel durch eine Änderung der intern aufgezeichneten Leistungskurve (Leistung und Wind passen wegen schlechterer Aerodynamik nicht mehr zusammen) und durch Beobachtung der Temperatur und/oder Unwucht am Rotor ermittelt wird. Die Rotorblätter einiger Firmen können mit einer Rotorblattheizung ausgerüstet werden. Diese soll Eisansatz an Blättern vermindern beziehungsweise das Abtauen beschleunigen. Die Heizung hat eine Leistung im ein- bis zweistelligen Kilowattbereich pro Rotorblatt, was jedoch wenig ist gegenüber der eingespeisten Leistung (mehrere hundert bis einige tausend Kilowatt). Bei einigen Anlagen wird zur Blattheizung die Abluft aus der Gondel (dem Generatorhaus auf dem Turm) durch die Rotorblätter gepumpt, so dass die Abwärme von Generator und Stromwandler genutzt wird.

Für die Umwandlung mechanischer in elektrische Leistung werden Drehstrom-Asynchron- oder -synchron-Generatoren eingesetzt.

Die Drehzahl des Generators (und damit des Rotors) kann konstant, zweistufig (für niedrige und hohe Windgeschwindigkeit) oder stufenlos anpassbar sein. Es haben sich einerseits verschiedene Varianten von getriebegekoppelten Asynchrongeneratoren sowie andererseits direkt gekuppelte, vielpolige Synchrongeneratoren durchgesetzt.

Die einfachste Art eines Asynchrongenerators ist ein solcher mit Kurzschlussläufer. Ist er nicht polumschaltbar, kann man ihn direkt am Netz nur mit einer Drehzahl betreiben: bei einer Polpaarzahl von z. B. 2 (d. h. vier Pole) ergibt sich mit der Netzfrequenz von 50 Hertz eine Drehfelddrehzahl von 1500 U/min. Wenn die Läuferdrehzahl (Drehzahl des vom Getriebe übersetzten Rotors) über der Drehfelddrehzahl liegt, dann ist die Asynchronmaschine im Generatormodus, liegt sie darunter, dann arbeitet sie als Motor. Letzteres wird von der Steuerung nicht zugelassen.

Bei polumschaltbaren Asynchrongeneratoren gibt es die Möglichkeit, die WKA wahlweise mit zwei festen Drehzahlen zu betreiben, entsprechend besitzt der Generator getrennte Wicklungen z.B. mit zwei oder drei Polpaaren. Damit liegen die Drehfelddrehzahlen bei 1.500 U/min und 1.000 U/min. Der Vorteil besteht darin, dass so der Generator sowohl bei niedrigen als auch bei hohen Windgeschwindigkeiten mit hohem Wirkungsgrad arbeiten kann.
Diese einfachen Varianten mit Asynchrongeneratoren kommen heute in der Regel nicht mehr zum Einsatz, sondern solche, die über einen weiten Drehzahlbereich an die Turbine anpassbar sind und so einen hohen Wirkungsgrad zeigen. Das ist beispielsweise mit doppelt gespeisten Asynchronmaschinen mit Schleifringläufer und läuferseitigem Frequenzumrichter möglich. Der Vorteil ist, dass der Frequenzumrichter nur eine vergleichsweise kleine Leistung liefern muss, es ist jedoch weiterhin ein Getriebe nötig.
Synchrongeneratoren mit Frequenzumrichter erlauben dagegen aufgrund ihrer wesentlich höheren Polpaarzahl von z. B. 36, dass auf ein Vorschaltgetriebe verzichtet werden kann – sie können mit der Drehzahl des Rotors betrieben werden. Allerdings wird dies mit Nachteilen erkauft: einem vergrößerten Generatordurchmesser (nennleistungsabhängig zwischen zirka 3 und 12 m, letzterer für Enercon E-112) und einem folglich höheren Generatorgewicht. Auch muss die mit der Drehzahl des Rotors schwankende Frequenz der erzeugten Spannung zunächst in Gleichstrom umgeformt (gleichgerichtet) und dann mit einem netzgeführten Wechselrichter wieder in einen Wechselstrom umgeformt werden, um mit den gewünschten Werten von Spannung, Frequenz und Phasenwinkel ins Netz zu gelangen. Der Umrichter muss die volle Generatorleistung verarbeiten; durch die Entkoppelung von Generator und Einspeisung erreichen diese Anlagen jedoch eine hohe Effizienz und beim heutigen Stand der Leistungselektronik auch eine gute Netzverträglichkeit.

Der Generator und ein eventuelles Getriebe werden auf Lebensdauer, Gewicht, Größe, Wartungsaufwand und Kosten optimiert. Ein weiterer Parameter ist die Polpaarzahl des Generators, womit das Übersetzungsverhältnis eines eventuellen Getriebes festgelegt ist.

Die Art der Bremse hängt von der Wahl der Rotorblattsteuerung ab. Bei Anlagen mit Stallregelung muss die Bremse in der Lage sein, die gesamte Bewegungsenergie des Rotors und des Generators im Notfall aufzunehmen. Sie muss deshalb sehr leistungsfähig sein. Teilweise wird sie auch als Betriebsbremse eingesetzt, um die Rotordrehzahl bei Windböen innerhalb der Toleranzen zu halten. Hierzu kommen meist große Scheibenbremsen zum Einsatz. Anlagen mit aktiver Stallregelung und Pitchregelung können die Rotorblätter aus dem Wind drehen und aerodynamisch abbremsen. Eine mechanische Bremsanlage fällt dann kleiner aus oder kann sogar ganz entfallen. Alle Anlagen müssen mit zwei voneinander unabhängigen Bremssystemen ausgerüstet sein. Dazu zählen auch unabhängig voneinander verstellbare Rotorblätter.

Zertifizierungsgesellschaften wie z. B. der Germanische Lloyd setzen Vorgaben fest für die Teile des Antriebsstranges in Bezug auf Geräusche, Schwingungsverhalten und Lastprofile. Dies ist von großer Bedeutung, da diese Teile außergewöhnlichen Beanspruchungen unterliegen.

Die elektrische Ausrüstung lässt sich in den Generator, in das System zur Netzeinspeisung und in das Steuer- und Überwachungssystem für den Anlagenbetrieb unterteilen.

Bei den älteren, drehzahlstarren Anlagen ist der Generator, teils mit Zwischentransformator zur Spannungsanpassung, direkt an das öffentliche Stromnetz gekoppelt – er läuft mit Netzfrequenz. Bei einem Asynchrongenerator mit Kurzschlussläufer wird eine Vorrichtung zur Blindleistungskompensation parallel zum Generator geschaltet.

Bei modernen drehzahlvariablen Anlagen mit Synchrongenerator (z. B. von Enercon) schwankt der vom Generator erzeugte Wechselstrom in Frequenz und Betrag ständig. Deshalb wird er mit einem Gleichrichter in Gleichstrom umgewandelt, gefiltert und in einem Wechselrichter wieder in Wechselstrom zurückverwandelt.

Bei beiden Generatorvarianten wird die Spannung zuletzt ggf. auf das Netzanschlussniveau transformiert. Die WKA wird über eine Leistungsmesseinrichtung und einen Energiezähler ans Stromnetz angeschlossen.

Einspeisungen von Windkraftanlagen in das Bahnstromnetz wurden bisher nicht realisiert.

Der oft befürchtete „Stromüberlauf“, also eine Spannungsüberhöhung im Stromverbundnetz durch deutlich höher eingespeiste als abgenommene Leistung, wird von neueren Anlagen durch Herabregeln der Einspeiseleistung verhindert. Diese Anlagen sind in der Lage, Spannung und Frequenz im Verbundnetz zu stützen. Außerdem werden die Netzkapazitäten langsam den neuen Stromanbietern angepasst. Neuere Windparks sind auch in ihrer Gesamtheit regelbar.

Ein weiterer wichtiger Teil ist die Sensorik zur Anlagensteuerung und -überwachung. Die Windkraftanlagen besitzen eine permanente Überwachung ihrer mechanischen Komponenten, um Veränderungen zu erkennen und Schadensereignissen durch rechtzeitige Maßnahmen vorbeugen zu können (z. B. mittels Schwingungsdiagnose). Die Versicherer von Windkraftanlagen fordern solche Fernüberwachungs- oder auch Condition-Monitoring-Systeme, wenn die Anlagen günstig versichert werden sollen.

Die Anlagen sind an ein Ferndiagnosenetz angeschlossen, das alle Werte und Betriebszustände und eventuelle Störungen an eine Zentrale übermittelt. Von dort aus werden alle Wartungsarbeiten koordiniert. Die wichtigsten Kenndaten einer WKA können in speziellen Internet-Portalen den Eigentümern zur Ansicht gestellt werden. Es gibt auch Systeme, die die Eigentümer zusätzlich beim Anfahren, Abschalten oder bei Störungen per SMS informieren.

Der Turm, auf den die bis zu mehreren hundert Tonnen schwere Maschinengondel aufgesetzt wird, ist ein hochbelastetes technisches Bauteil. Er muss unter allen Betriebsbedingungen den Schwingungen der Gondel und den auftretenden Windkräften sicher widerstehen. Die Berechnung der Türme erfolgt für die vorgesehene Lebensdauer der Anlage. Vorhandene Türme können daher nach Ablauf dieser Lebensdauer in aller Regel nicht weiter als Träger für modernere Anlagengenerationen genutzt werden und werden beim Abbau der Anlage mit demontiert.

Die Höhe des Turmes ist ein entscheidender Faktor für den Ertrag einer WKA, da in höheren Luftschichten die durch Bodenrauigkeit (Bebauung und Flora) hervorgerufen Turbulenzen wesentlich verringert sind und somit der Wind gleichmäßiger und stärker weht. Während an Küstenstandorten schon relativ kleine Türme ausreichen, werden im Binnenland zumeist höhere Türme aufgestellt. Die Hersteller bieten verschiedene Turmhöhen und Varianten für die gleiche Anlage an. Beispiele für Turmhöhen in Bezug auf Rotordurchmesser und Nennleistung:

• etwa 40 m Rotordurchmesser, etwa 500 bis 600 kW Nennleistung, etwa 40 bis 65 m Nabenhöhe
• etwa 70 bis 90 m Rotordurchmesser, etwa 1,5 bis 3 MW Nennleistung, etwa 65 bis 114 m Nabenhöhe
• etwa 112 bis 126 m Rotordurchmesser, etwa 4,5 bis 6 MW Nennleistung, etwa 120 bis 130 m Nabenhöhe

Stahltürme bestehen meist aus zwei bis vier Segmenten, die mit Flanschverbindungen verschraubt werden. Die Wandstärken betragen 20 mm bis 40 mm. Auch das Verschweißen von Segmenten auf der Baustelle wurde getestet. Die 100-Meter-Türme wurden danach in einem Stück aufgerichtet und mit dem Fundament verschweißt. Vorteil dieser Variante ist der Wegfall der Schraubflansche. Es handelte sich jedoch noch um Prototypen.

Betontürme können in Gleitschalung, auch Ortbeton-Turm genannt, gebaut werden, da der Turm „vor Ort“ gebaut wird und der Beton von einem regionalen Zulieferer kommt. Der Bau von Betontürmen in Fertigteilbauweise ist ebenfalls möglich. Dabei werden vorgefertigte Elemente auf der Baustelle aufeinandergesetzt und mit Stahlseilen, die durch Leerrohre in der Wandung geführt werden, auf Vorspannung gebracht (Spannbeton).

Eine weitere Turmvariante ist der Gittermast.

Bei kleineren Anlagen (bis ca. 500 kW) wurden zum Teil Türme mit Außenaufstieg, also einer Leiter außen am Turm, verwendet. Dies erlaubte eine schlankere Gestaltung der Türme, da dann das Innere nicht begehbar sein musste. Größere Anlagen werden, mit Ausnahme von Gittermasten, grundsätzlich innerhalb des Turmes bestiegen. Große Türme (über 80 m) haben im Inneren in aller Regel einen Fahrkorb oder Aufzug, der den Aufstieg erleichtert. Daneben gibt es oft auch noch eine Materialwinde zum Transport von Ersatzteilen.

Die Windkraftanlage muss sicher im Boden verankert werden. An Land wird am häufigsten eine Flachgründung gewählt. Am Anlagenstandort wird auf einer Sauberkeitsschicht eine kreisförmige oder auch eine vier- oder mehreckige Fundamentplatte bewehrt, geschalt und dann mit Beton gegossen. Die Platte befindet sich in der Regel unter einer Erddeckschicht unterhalb der Geländeoberkante. Bei inhomogenen Bodenverhältnissen kann vor dem Fundamentbau ein Bodenaustausch zur Verbesserung der Tragfähigkeit notwendig sein. Stehen in der Gründungsebene nur sehr weiche Böden an, dann werden Pfähle in tragfähigere Schichten gebohrt oder gerammt und deren gekappte Köpfe mit der Fundamentbewehrung verflochten (Pfahlgründung oder Tiefgründung). Da die Pfähle Druck- und Zugkräfte abtragen können, sind Pfahlkopffundamente in der Regel kleiner als Flachgründungsfundamente.

Für die Gründung von Offshorebauwerken gibt es verschiedene bewährte Verfahren. So kann die Windkraftanlage auf einen dreibeinigen Fuß (Tripod), auf ein Bucket-Fundament oder auf einen einzelnen Mast (Monopile; pile: englisch für Pfahl, Pfosten) gestellt werden. Ebenfalls ist die Verwendung von Schwerkraftfundamenten möglich, bei denen beispielsweise Betongewichte auf dem Seeboden abgelegt werden. Diese sind so schwer und stabil, dass sie die Kräfte, die auf eine Windkraftanlage einwirken, ohne weitere Verankerungen am Seeboden aufnehmen können.

Es gibt Konzepte, eine Windkraftanlage auf Schwimmkörper zu stellen und nur diese über Stahlseile am Meeresboden zu verankern. Eine solche schwimmende Windkraftanlage könnte an besonders windreichen Standorten, in bisher nicht nutzbaren tieferen Gewässern, aufgestellt werden.

Bei einer versicherten WKA ist in der Regel eine Feuerlöschanlage vorhanden, um Brände in der Mechanik und Elektronik bekämpfen zu können. Im Windpark Holtriem bei Westerholt gibt es eine WKA vom Typ E-66, die mit einer Aussichtsplattform ausgerüstet ist. Über eine Innenwendeltreppe mit 297 Stufen gelangen die Besucher zum verglasten Aussichtsrondell in 65 m Höhe unter dem Maschinenhaus. Weitere baugleiche WKA dieser Art stehen bei Aachen, nahe der Messe Hannover, in Österreich und in Swaffenham sowie in Großbritannien. Manche Windkraftanlagen dienen auch als Standort für Sendeantennen von Funkdiensten mit kleiner Leistung im Ultrakurzwellen-Bereich wie dem Mobilfunk.

Windkraftanlagen auf dem offenen Meer sind, wie alle Offshore-Installationen durch die aggressive, salzhaltige Meeresluft stark korrosionsgefährdet. Es werden daher zusätzliche Schutzmaßnahmen ergriffen. Dazu zählt unter anderem die Verwendung meerwasserbeständiger Werkstoffe, Verbesserung des Korrosionsschutzes und die vollständige Kapselung bestimmter Baugruppen.

Zum Aufbau, beim Austausch von Komponenten und bei der Wartung vor Ort muss auf die Offshore-Bedingungen Rücksicht genommen werden. So wird die Anlage auf durchschnittlich höhere Windgeschwindigkeiten (andere Windklasse) ausgelegt, was z. B. eine entsprechende Konstruktion des Rotors und seine Abstimmung auf den Generator notwendig macht. Ein weiteres Standortproblem sind die Schwingungen, zu denen eine WKA durch die See angeregt werden kann. Unter ungünstigen Bedingungen können sie selbstverstärkend wirken, so dass ihr Auftreten ebenfalls in der Konstruktion und Betriebsführung berücksichtigt werden muss.

Da deutsche Windkraftanlagen nicht in der Nähe der Küste, sondern in der Regel in der Ausschließlichen Wirtschaftszone des deutschen Festlandsockels weit draußen in tiefem Wasser geplant werden (siehe auch Seerecht), muss der Zugang zu den Anlagen ermöglicht werden. Einige Konzepte sehen dabei auch Hubschrauberplattformen vor. Auch der Transport der erzeugten elektrischen Energie bis zum Einspeisepunkt an der Küste bedarf gesonderter Vorkehrungen. Es werden Hochspannungsleitungen als Seekabel verlegt.

WKA können für verschiedene Windklassen zugelassen werden. International ist die Normung der IEC (International Electrotechnical Commission) am geläufigsten. In Deutschland gibt es zudem die Einteilung des Deutschen Institutes für Bautechnik (DIBT) in Windzonen. Die IEC-Windklassen spiegeln die Auslegung der Anlage für windstarke oder windschwache Gebiete wieder. Charakteristisch für Windkraftanlagen in höheren Klassen (weniger Wind) sind größere Rotordurchmesser bei gleicher Nennleistung und oft auch ein höherer Turm. Als Bezugswerte werden die durchschnittliche Windgeschwindigkeit in Nabenhöhe und ein Extremwert verwendet, der statistisch nur ein Mal im 10-Minuten-Mittel innerhalb von 50 Jahren auftritt.

Für die Regelung der Anlagen existieren verschiedene Konzepte, die sich zum Teil auch auf die Anlagenkonstruktion und deren Bestandteile auswirken.

Die Windkraftanlagen werden von der Regelelektronik bei ertragsversprechenden Windgeschwindigkeiten (Anlaufwindgeschwindigkeit) angefahren und bei zu großen Windgeschwindigkeiten (Abschaltwindgeschwindigkeit) wieder abgeschaltet. Die Windgeschwindigkeit kann dabei von der Steuerung über das Anemometer ermittelt oder aus der Drehzahl des Rotors und der abgegebenen Leistung abgeleitet werden.

Ist die Windgeschwindigkeit für einen wirtschaftlichen Betrieb zu gering, wird die Anlage in Leerlauf- bzw. Trudelzustand versetzt. Dabei werden die Blätter bei Anlagen mit Pitchregelung in Segelstellung gedreht, Anlagen mit Stallregelung werden aus dem Wind gedreht. Ein Festsetzen des Rotors würde die Lager mehr belasten als der Trudelbetrieb mit leichter Bewegung. Der Generator beziehungsweise der Wechselrichter wird vom Stromnetz getrennt. Die Steuerelektronik und die Stellantriebe für Rotorblattverstellung und Windrichtungsnachführung beziehen dann ihre Energie aus dem Netz. Die Anlagen besitzen auch eine Notstromversorgung, um bei Netzausfall ein sicheres Abschalten (Blätter in Segelstellung drehen und/oder bremsen) zu gewährleisten.

Ab einer Windgeschwindigkeit von 2–4 m/s (Windstärke 2 bis 3 Bft) schaltet die Steuerung die WKA ein, da erst dann nennenswerte Energiemengen in das Stromnetz abgegeben werden können. Im normalen Betrieb wird die Anlage dann entsprechend den konstruktiv festgelegten Drehzahlregelkonzepten (siehe folgende Absätze) betrieben.

Bei sehr großen Windgeschwindigkeiten (typische Abschaltgeschwindigkeit 25 bis 35 m/s, Windstärke 10–12 Bft) wird die Anlage abgeschaltet, um Schäden durch mechanische Überbelastung zu vermeiden. Pitchgeregelte Anlagen drehen ihre Blätter in Segelstellung und gehen in den Trudelbetrieb, stallgeregelte Anlagen werden aus dem Wind gedreht und durch die Bremse festgesetzt.

Neuere Anlagen besitzen eine Sturmregelung. Diese schaltet die Anlage nicht einfach ab, sondern erlaubt den reduzierten sicheren Betrieb der Anlage bei fast jeder Windgeschwindigkeit, da sie bei Sturm die Rotorblätter so verstellt, dass die Anlage in einem sicheren Betriebszustand verbleibt. Sie sorgt auch für ein „sanfteres“ Ab- und wieder Zuschalten der Anlage, wenn der zu starke Wind ein wenig schwächer wird. Das schont das Spannungsniveau im Stromnetz.

Eine WKA ist nur dann optimal zu betreiben, wenn die Rotordrehzahl und die Generatordrehzahl auf die augenblicklich herrschende Windgeschwindigkeit abgestimmt sind. Dabei muss auf die Kombination der Regelkonzepte für Rotor (Stall, aktiven Stall oder Pitch) und Generator (drehzahlkonstant, zweistufig oder variabel) Rücksicht genommen werden.

Regelkonzepte

Bei einem Rotor mit Stallregelung tritt über der Nenngeschwindigkeit ein Strömungsabriss am Rotorblatt auf, der die Drehzahl und damit die Leistung begrenzt. Diese konstruktive Regelung ist sicher und einfach, bringt jedoch auch einige Nachteile mit sich. Bei Rotorblättern mit aktiver Stallregelung kann der Punkt des Strömungsabrisses zusätzlich über eine Veränderung des Rotorblattanstellwinkels gesteuert werden. Da diese Anlagen in der Regel mit netzsynchronen Generatoren arbeiten, muss die Rotationsgeschwindigkeit des Rotors sehr schnell auf die sich ständig ändernde Windgeschwindigkeit abgestimmt werden, um die Frequenz und den Betrag der Spannung innerhalb der geforderten Toleranzen zu halten.

Rotoren mit Pitchregelung werden ebenfalls durch Verstellen des Anstellwinkels an die momentane Windgeschwindigkeit angepasst. Jedoch arbeitet die Verstellung entgegengesetzt zu Anlagen mit Stallregelung. Durch die Drehung des Rotorblattes wird die Auftriebskraft verändert und kann die Rotationsgeschwindigkeit geändert werden. Diese Windkraftanlagen arbeiten zumeist drehzahlvariabel, d. h. die Rotordrehzahl schwankt in einem gewissen Toleranzbereich.

Der Generator bringt ein Gegenmoment zum Rotor auf. Es ist abhängig von der Leistungsabgabe des Generators. Bei einer Asynchronmaschine mit zwei fixen Drehzahlen muss die WKA je nach Windstärke zwischen diesen beiden Stufen umschalten.

Generatoren mit variabler Drehzahl, Asynchrongeneratoren und Synchrongeneratoren können sich ohne Zutun den wechselnden Rotationsgeschwindigkeiten des Rotors anpassen.

Drehzahlvariable pitchgeregelte Anlagen

Drehzahlvariable pitchgeregelte Anlagen stellen zur Zeit (2007) den aktuellen Stand der Technik im Windkraftanlagenbau dar.

Es wird zwischen zwei Betriebszuständen unterschieden: der Drehzahlregelung im Teillastbetrieb (Momentenregelung) und der Drehzahlregelung im Volllastbetrieb (Pitchregelung).

• Um eine optimale Leistungsausbeute zu erreichen, wird die Drehzahl der Anlage im Teillastbereich auf das optimale Verhältnis zwischen Umfangsgeschwindigkeit des Rotors und Windgeschwindigkeit eingestellt (Schnelllaufzahl λ optimal). Die Blätter sind dabei auf den Blattwinkel eingestellt, der das höchste Antriebsmoment an der Rotorwelle erzeugt. Die Drehzahl wird über das Gegenmoment am Generator beeinflusst.

• Ist bei der Nennwindgeschwindigkeit das maximale Gegenmoment am Generator (Nennleistung) erreicht, kann die Drehzahl durch weiteres Erhöhen des Generatormoments nicht mehr auf dem Arbeitspunkt gehalten werden. Daher wird der aerodynamische Wirkungsgrad der Blätter verschlechtert, indem sie aus ihrem optimalen Anstellwinkel herausgefahren werden. Diesen Vorgang nennt man Pitchen. Die Drehzahl der Anlage wird daher ab Erreichen des maximalen Generatormoments über den Anstellwinkel der Blätter beeinflusst. Böen werden durch kurzzeitige Erhöhung der Rotordrehzahl und Verstellung des Anstellwinkels besser ausgesteuert als bei anderen Anlagen. Die Trennung von Generator und Netzeinspeisung verhindert Rückwirkungen der Rotordrehzahl auf Netzfrequenz und Spannungsstabilität, diese Schwankungen werden durch Einspeiseleitungen aufgefangen.

Windkraftanlagen mit Pitchregelung werden zumeist ausschließlich aerodynamisch abgebremst. Dabei wirken die drei voneinander unabhängigen Blattverstellsysteme als Bremse. Sie besitzen keine mechanische Betriebsbremse. Der Rotor wird nur zu Wartungsarbeiten festgesetzt.

Netzsynchrone Anlagen mit Stallregelung

Dieser Anlagentyp wurde auch als „Dänisches Konzept“ bekannt und stellte lange Zeit den Stand der Technik im Windkraftanlagenbau bis zu einer Nennleistung von etwa 500 kW dar. Er besteht aus einem Dreiblattrotor mit nicht verstellbaren Rotorblättern, der sein Drehmoment über ein Stirnradgetriebe an den Generator weiterleitet. Der Generator läuft netzsynchron. Durch die Anwendung der Dahlander-Polumschaltung am Generator können zwei Drehzahlen im Verhältnis 1:2 gefahren werden, um den Teillast- und Volllastbereich abzudecken. Dieser Anlagentyp ist maßgeblich für den schlechten Ruf der WKA in Bezug auf die Netzverträglichkeit verantwortlich. Es ist nur in einem Toleranzbereich möglich, die Rotordrehzahl konstant zu halten. Windböen können kurzzeitige Einspeisespitzen verursachen, die zu Spannungsschwankungen, Spannungs- und Stromoberwellen im Stromnetz führen. Dieses Manko konnte erst durch drehzahlvariable Anlagen mit einem Netzwechselrichter ausgeglichen werden. Viele dieser Anlagen verfügen über eine mechanische Betriebsbremse, eine große Scheibenbremse zwischen Getriebe und Generator, die bei Überdrehzahl eingesetzt wird, um den Rotor wieder auf Nenndrehzahl zu bringen. Eine weitere Bremsmöglichkeit ist die so genannte Blattspitzenbremse. Dabei wird das Ende des Rotorblattes durch die Fliehkraft auf einer schneckenförmigen Welle aus dem Blatt herausgezogen und dabei quer zur Anströmung gestellt.

Die Anlagen waren teilweise durch die Rotorblattauslegung nicht in der Lage, bei wenig Wind selbständig anzulaufen. Daher wurde bei ausreichender Windgeschwindigkeit der Generator kurz als Motor verwendet, um den Rotor in Drehung zu versetzen.

Die Rotorblätter sind so geformt, dass im Nennlastbereich ein Strömungsabriss auftritt und so die Leistung auch bei starkem Wind auf die Nennleistung begrenzt. Dieser so genannte Stalleffekt bringt jedoch starke Geräuschentwicklungen mit sich.

Netzsynchrone Anlagen mit aktiver Stallregelung

Windkraftanlagen mit aktiver Stallregelung sind der Versuch, das Konzept der Stallregelung und des netzsynchronen Betriebs ohne teureren Gleich- und Wechselrichter auch auf größere Anlagen bis in den Megawattbereich zu übertragen. Bei diesen Anlagen lässt sich der Strömungsabriss an den Rotorblättern zusätzlich über eine Blattverstellung steuern. Schwankungen im Wind (Böen) können so besser als bei reinen Anlagen mit Stallregelung ausgeglichen werden. Die Blattverstellung arbeitet entgegengesetzt der Pitchregelung und erhöht den Anstellwinkel immer weiter, bis es zum Strömungsabriss kommt. Im Sturmfall können die Blätter mit der Hinterkante nach vorn gedreht werden. Die Anlage muss dann nicht aus dem Wind geschwenkt werden.

Die Windrichtungsnachführung erfolgt bei modernen Anlagen durch Stellmotoren (auch Azimutantrieb oder Giermotoren genannt). Die Windrichtung wird dabei über Sensoren, so genannte Windrichtungsgeber ermittelt. Um Schwingungen der Anlagen um die Turmachse zu vermeiden, werden die Stellmotoren (meist sind mehrere vorhanden) gegeneinander verspannt oder das gesamte Lager wird mit einer Bremse festgesetzt, wenn es nicht in Bewegung ist. Auch die natürliche Dämpfung von Gleitlagern wird genutzt. Bei Bewegungen um die Hochachse wirken starke Widerstandsmomente auf den Rotor und die übrige Struktur ein. Die Windrichtungsnachführung erfolgt daher langsam und stark gedämpft.

Die elektrische Anbindung der Gondel (Steuersignale und erzeugter Strom an der Turminnenseite nach unten) erfolgt über fest verbundene Kabel; Schleifkontaktringe sind bei den hohen elektrischen Strömen zu wartungsintensiv. Um diese Kabel nicht zu sehr zu verdrehen, ist die Anzahl der Gondelumdrehungen je Richtung auf bis zu fünf (anlagenabhängig) von der Mittelstellung begrenzt. Ein Verwindungszähler kontrolliert diese Position und sorgt bei Bedarf für Entdrillung, wobei sich die Gondel bei stehendem Rotor ein paar Mal um die Hochachse dreht.

Wie auch andere Bauwerke und Anlagen zur Energieerzeugung stehen Windkraftanlagen in Wechselwirkungen mit der Umwelt. Dazu gehören Auswirkungen auf die Tierwelt, Geräuschentwicklung, Schattenwurf oder Beeinflussung des Landschaftsbildes. Bei der ästhetischen Bewertung von Windkraftanlagen spielen subjektives Empfinden, Gewöhnung und gesellschaftliche Einstellungen eine wichtige Rolle.

Schon Anfang der 1980er Jahre wurde bei der deutschen Versuchsanlage GROWIAN darüber diskutiert, ob vermehrt Vögel an schnell rotierenden Flügeln zu Schaden kommen könnten. Zum Ausmaß dieser Fälle von Vogelschlag gibt es inzwischen kontroverse Untersuchungen. Nach einer Studie des NABU von 2005 sterben in Deutschland jährlich etwa eintausend Vögel durch Kollision mit einer WKA. Betroffen sind insbesondere Greifvögel. Dem gegenüber stehen etwa zehn Millionen getöteter Vögel durch Straßenverkehr und Stromleitungen (BUND-Schätzung). Der NABU hatte 127 internationale Studien ausgewertet und kam zum Schluss, dass Vögel der meisten in Deutschland vorkommenden Vogelarten nicht gefährdet seien. Allerdings bestehe eine Problematik im Hinblick auf den Rotmilan und den Seeadler.

Seit einigen Jahren ist auch bekannt, dass Fledermäuse an Windkraftanlagen verunglücken können. Zunächst wurde dieses Phänomen in den USA sowie in Australien beobachtet. Inzwischen laufen auch in Europa eine Reihe von Untersuchungen, die versuchen, Umfang und Hintergründe zu beleuchten. In Deutschland sind bislang 13 Fledermausarten (Stand November 2005) mit mehreren Hundert Individuen an den Anlagen verunglückt, jedoch wurden nur wenige Zählungen veröffentlicht. Es häufen sich die Kollisionen während der Zugzeit im August und September. Betroffen sind vor allem Arten, die im freien Luftraum jagen und/oder über große Strecken ziehen, wie der Große Abendsegler, die Breitflügelfledermaus, der Kleine Abendsegler oder die Zweifarbfledermaus. Einige Standorte, zum Beispiel im Wald oder in dessen Nähe, sind besonders schlagträchtig. Auch bestimmte Witterungsbedingungen – Temperatur, Windgeschwindigkeit – begünstigen den Fledermausschlag. Fledermäuse sind in Deutschland nach dem Bundesnaturschutzgesetz „streng geschützte“ Tiere. Um Kollisionen mit Fledermäusen zu vermeiden, können verschiedene Strategien verfolgt werden. Dazu zählen der Verzicht auf besonders gefahrenträchtige Standorte oder auch das Abschalten der Anlagen zu bestimmten Jahreszeiten oder Witterungsbedingungen (Windgeschwindigkeiten). Voraussetzung hierfür ist jedoch, dass die Fledermausaktivität vor Ort und ihre Wechselwirkung mit WKA bekannt ist. Untersuchungen ergaben mittlerweile, dass kein direkter Kontakt zwischen Fledermaus und Windkraftanlage als Todesursache notwendig ist, sondern die Tiere ein Barotrauma erleiden. Dieses Platzen der Lungen wird durch Druckunterschiede in der Nähe der Anlagen ausgelöst.

Die niedrigeren Umdrehungsraten neuerer Anlagen kommen auch fliegenden Tieren zugute, da hier die Bewegungen für die Tiere besser kalkulierbar sind.

Der überwiegende Anteil heute installierter Windkraftanlagen befindet sich auf landwirtschaftlich genutzten Flächen. Benötigt wird nur die Standfläche der WKA und ein Zuweg für die Wartung. Die gemeindliche Entwicklung kann durch eine WKA negativ beeinflusst werden, da genehmigte Anlagen Bestandsschutz genießen und die Ausweisung von neuen Gewerbe- und Wohngebieten, die in der Nähe von Windkraftanlagen aufgrund von Abstandsregelungen nicht mehr möglich sind, verhindern können. In Deutschland wird dieses Problem mit einem Flächennutzungsplan und in Österreich mit einem Flächenwidmungsplan angegangen, so dass auch ein „Wildwuchs“ von Einzelanlagen vermieden wird. Wurden in einem Flächennutzungsplan so genannte Vorrangflächen für die Windenergie aufgestellt, sind sie für die Windkraftanlagen zu nutzen. Die Errichtung an einem anderen Standort innerhalb der Gemeinde oder des Kreises ist dann unzulässig.

Ein fester bundeseinheitlicher Abstand von Windkraftanlagen zu Wohngebieten etc. existiert in Deutschland nicht, jedoch erfüllt man in den meisten Fällen mit einem Abstand von 500 m zu Wohngebieten alle gesetzlichen Auflagen (wie Obergrenzen für Lärm und Schattenwurf; siehe unten).

Um die erheblich stärkeren Winde auf See nutzen zu können, wird in Deutschland vermehrt die Errichtung von Windparks auf dem offenen Meer, so genannte Offshore-Windparks, geplant. In anderen europäischen Ländern (Dänemark, Schweden, Großbritannien) sind sie bereits realisiert. Auch hier werden Bedenken vorgetragen: Befürchtet werden beispielsweise Kollisionen mit vom Kurs abgekommenen Schiffen und eine Beeinträchtigung der Meeresökologie (vornehmlich durch Geräuschentwicklung unter Wasser während des Fundamentbaus). Hinzu kommt, dass die Entfernung zu den Abnehmern länger ist als bei den Anlagen an Land und zudem neu verkabelt werden muss. Dies könnte zu Baumaßnahmen im Wattenmeer führen, das fast komplett als Biosphärenreservat und Nationalpark (wichtiges Gesetz hier: Eingriffsregelung) ausgewiesen ist.

Der Schattenwurf tritt unangenehm in Erscheinung, weil der Schatten einer WKA im Gegensatz zum Schatten von unbewegten Gegenständen periodische Helligkeitsschwankungen am Immissionsort hervorruft. Die Ursache ist der drehende Rotor. Der Schatten einer stehenden WKA ist hingegen nicht anders zu bewerten als der Schatten eines normalen Gebäudes. Das Auftreten des Schattenwurfes hängt von der Lage und Größe der WKA, der Lage des Immissionspunktes und vom Wetter ab.

Weitere Informationen im Artikel: Schattenwurf von Windenergieanlagen.

Nach dem Bundes-Immissionsschutzgesetz darf der Schattenwurf (auch Schlagschatten genannt) durch Windkraftanlagen auf (bestehende) Wohnhäuser jeweils nicht mehr als 30 Stunden pro Jahr und 30 Minuten pro Tag betragen. Diese Grenzwerte gelten unabhängig von Anlagenzahl und -größe. Bei dem Jahresgrenzwert handelt es sich um eine theoretisch Größe, die sich unter Annahme von stetigem Wind, Betrieb, Sonnenschein und maximaler Schattenprojektion ergibt. Dies führt zu realen Belastungen von etwa sieben bis acht Stunden im Jahr pro Immissionspunkt, die über Mess- und Steuerungseinrichtungen in den Anlagen eingehalten werden müssen. Insbesondere der flackernde Schatten des drehenden Rotors wird oft als belästigend empfunden. Anlagen, bei denen Gutachten zur Genehmigung eine Überschreitung der Grenzwerte zeigen, werden heute mit einer sonnenstands- und wetterabhängigen Schattenwurfregelung ausgerüstet, welche durch die automatische zeitweise Abschaltung der Anlagen für die Einhaltung der Grenzwerte sorgen.

Der „Diskoeffekt“ bezeichnet periodische Lichtreflexionen durch die Rotorblätter, er wird häufig mit der Schattenwurferscheinung des Rotors verwechselt. Er trat vor allem bei Anlagen aus den Anfängen der Windenergienutzung auf, als noch glänzende Lackierungen an den Rotorblättern benutzt wurden. Mittlerweile werden die Oberflächen der Anlagen mit matten, nicht reflektierenden Lackierungen versehen. Daher spielt der Diskoeffekt bei der Immissionsbewertung durch moderne Windkraftanlagen keine Rolle mehr.

Die auch bei Windkraftanlagen mit mehr als 100 Metern Höhe vorgeschriebene Hindernisbefeuerung dient der Sicherheit des Flugverkehrs. Sie arbeitet bei alten Anlagen mit Neonröhren, bei neueren mit Leuchtdioden (LED) oder Blitzlampen. Mit ihrem charakteristischen Blinkmuster können sie – besonders bei größeren Ansammlungen von Anlagen – störend auf Anwohner wirken und sind oftmals Grund für das Scheitern von Genehmigungsverfahren. Neuerdings dürfen die Warnlichter bei guter Sicht gedimmt werden.

Aufgrund der Reflexionen an den Rotorflügeln entstehen Interferenzen (Überlagerungen) der elektromagnetischen Wellen von Rundfunksendern, die lokal zu schwankenden Empfangsfeldstärken, Überreichweiten oder Mehrwegeempfang führen können. Die Auswirkungen beschränken sich im Wesentlichen auf den analogen Fernsehempfang bei schlechten Empfangsbedingungen.

Der Schall von Windkraftanlagen ist in der Hauptsache das Windgeräusch der sich im Wind drehenden Rotorblätter. Der A-bewertete Schallleistungspegel wird nach genormten Verfahren durch akustische Messungen bestimmt. Gängige Werte liegen zwischen 98 dB und 109 dB. Diese Werte stellen die rechnerische Konzentration der Schallenergie der Rotorfläche auf einen Punkt in der Rotormitte dar. An keinem Ort an der Windkraftanlage, zum Beispiel auf der Gondel, wird er tatsächlich erreicht. Für die Vorhersage der Schallimmission an weiter entfernten Orten ist diese Vereinfachung vollkommen ausreichend. Die stärkste Wahrnehmbarkeit wird bei 95 % der Nennleistung angenommen, also bei Windgeschwindigkeiten zwischen etwa 10 m/s und 12 m/s in Nabenhöhe. Bei niedrigeren Windgeschwindigkeiten sind die Schallleistungspegel geringer, bei höheren werden sie von natürlichen Windgeräuschen überlagert. Bei einer als Punkt betrachteten Schallquelle nimmt die Lautstärke bei Verdoppelung des Messabstandes jeweils um ca. 6 dB ab. Mit 500 m Abstand zum nächsten Wohngebäude ist der Schalleinfluss einer einzelnen Windkraftanlage in jedem Fall unter 45 dB(A), oft wird bereits bei 300 m dieser Wert unterschritten.

Besondere Schalleffekte durch Windkraftanlagen, wie etwa Innenraumgeräusche in Wohnungen, konnten bisher nicht durch wissenschaftliche Untersuchungen belegt werden (Infraschall).

Drehzahlvariable Windkraftanlagen, die in der Nähe von Wohngebieten stehen, können zu bestimmten lärmsensiblen Zeiten, beispielsweise nachts, in einen schallreduzierenden Betriebszustand gebracht werden. Da die Schallemission besonders von der Blattspitzengeschwindigkeit und dem Getriebe abhängt, wird dazu die Drehzahl der Anlage abgesenkt. Diese Maßnahme führt jedoch immer auch zu einem Ertragsverlust für den Betreiber. Die Verringerung von Schallemissionen ist eines der Hauptanliegen bei der Weiterentwicklung der Anlagen, bei der in den letzten Jahren große Fortschritte erzielt wurden. So wurde die Geräuschemission durch bessere Körperschallentkopplung, Schalldämpfung und Aerodynamik stark reduziert und damit der Schallleistungspegel der Anlagen im Verhältnis zu Leistung und Ertrag gesenkt.

Nach dem Bundes-Immissionsschutzgesetz (s. a.: Technische Anleitung Lärm) darf die von einer technischen Anlage verursachte Schallimmission in Deutschland in reinen Wohngebieten nachts einen A-bewerteten Dauerschalldruckpegel von 35 dB nicht überschreiten (allgemeines Wohngebiet 40 dB, Dorf- und Mischgebiet 45 dB, Gewerbegebiet 50 dB, Industriegebiet 70 dB). Für baurechtlich nicht festgesetzte Gebiete (z. B. Einzelgehöft im Außenbereich) werden nach aktueller Rechtsprechung die Werte für Mischgebiete angesetzt. Beim Bauantrag ist im Rahmen des Genehmigungsverfahrens eine rechnerische Vorhersage der erwarteten Schallimmissionen vorzulegen.