FH D - FB 4 Allgemein - Fachhochschule Düsseldorf

FH D
Fachhochschule Düsseldorf
University of Applied Sciences
Bachelor- Thesis
Machbarkeitsstudie:
Kleinwindenergieanlagen für
innerstädtische Nutzung
Betreuender Professor /Prüfer
Prof. Dr.-Ing. Matthias Neef
Thermodynamik und Kraftwerkstechnik
Fachbereich 4
Maschinenbau und Verfahrenstechnik
Josef-Gockeln-Str. 9
40474 Düsseldorf
http://www.fh-duesseldorf.de
Thomas Baumer
Matr.-Nr. 471668
Düsseldorf
16. November 2012
FB 4
Fachbereich Maschinenbau und Verfahrenstechnik
Department of Mechanical and Process Engineering
Zweitprüfer
Prof. Dr.-Ing. Frank Kameier
Strömungstechnik und Akustik
Fachbereich 4
Maschinenbau und Verfahrenstechnik
Josef-Gockeln-Str. 9
40474 Düsseldorf
http://www.fh-duesseldorf.de

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Erklärung
Machbarkeitsstudie: Kleinwindenergieanlagen für
Einleitung innerstädtische und Motivation Nutzung
2012
Hiermit versichere ich, Thomas Baumer, die vorliegende Bachelor – Thesis
selbstständig verfasst und keine weiteren als die angegebenen Hilfsmittel und
Quellen benutzt zu haben.
Dies ist die von der Fachhochschule zu bewertende Version.
Düsseldorf, 16.November 2012
___________________________________________________
Datum Unterschrift
2

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Inhaltsverzeichnis
Machbarkeitsstudie: Kleinwindenergieanlagen für
Einleitung innerstädtische und Motivation Nutzung
2012
1 Einleitung und Motivation ....................................................................... 6
1.1 Motivation ............................................................................................................ 6
1.2 Einleitung .............................................................................................................. 6
2 Grundlagen .............................................................................................. 8
2.1 Windenergie – allgemeine theoretische Betrachtung ............................................. 8
2.2 Leistung und Energie des Windes, Energie und Leistungsertrag von WEA................ 9
2.2.1 Allgemeine Leistungsberechnung .......................................................................... 9
2.2.2 Leistungsberechnung einer Strömungsmaschine, Theorie von Betz ................... 10
2.2.3 Eulersche Strömungsmaschinen Hauptgleichung ................................................ 13
2.2.4 Nutzbare Windleistung nach Schmitz .................................................................. 14
2.2.5 Leistungskennlinie realer Anlagen ....................................................................... 16
2.3 KWEA: Abgrenzung & Besonderheiten ................................................................. 19
2.4 KWEAn in der aktuellen Fachliteratur .................................................................. 19
2.5 Wirtschaftlichkeit, Amortisation .......................................................................... 22
2.5.1 Amortisation ......................................................................................................... 22
2.5.2 Energieeinsparkosten ........................................................................................... 23
3 Genehmigung von KWEA ........................................................................ 24
4 Versicherung von KWEA ......................................................................... 30
5 Blitzableiter von KWEA ........................................................................... 31
6 Marktübersicht Kleinwindenergieanlagen .............................................. 33
6.1 Auswahl .............................................................................................................. 33
6.2 Kriterien für innerstädtische Nutzung .................................................................. 33
6.3 Einbeziehen von Winddaten für Düsseldorf .......................................................... 39
6.3.1 Berechnung des arithmetischen Mittelwertes aus einer Häufigkeitsverteilung . 40
6.3.2 Ertragsrechnung mit Winddaten .......................................................................... 46
6.4 Amortisation unter Einbeziehung von Ertrag und anfallenden Kosten................... 48
6.5 Energieeinsparkosten .......................................................................................... 56
6.6 Haupteinflussfaktoren ......................................................................................... 58
6.6.1 Einfluss auf den Preis /kWh.................................................................................. 58
6.6.2 Anlagenpreis ......................................................................................................... 60
6.6.3 Windgeschwindigkeit ........................................................................................... 61
7 Ergebnis: Checkliste für Auswahl einer KWEA ......................................... 64
8 Zusammenfassung und Ausblick ............................................................. 71
10 Quellenverzeichnis ................................................................................. 73
3

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Einleitung und Motivation 2012
11 Anhang ................................................................................................... 74
A1 Datenblätter KWEA .................................................................................................... 74
A2 Quellcode: Ertragsrechnung aus 10-Minuten Werten Beispiel FHD ...... Fehler! Textmarke
nicht definiert.
A2 Quellcode: Gaussverteilung ......................................... Fehler! Textmarke nicht definiert.
A2 Quellcode: Ertragssteigerung Black 600 und Ertragsvergleich ..... Fehler! Textmarke nicht
definiert.
A3 Präsentation – KWEA auf städtischen Gebäuden in Düsseldorf ................................... 90
A4 Axeptor – Herstellerangaben AV-R1 .......................................................................... 103
A4 Axeptor – Herstellerangaben AV-R2 .......................................................................... 104
A4 Axeptor – Herstellerangaben AV-R3 .......................................................................... 105
A4 Axeptor – Herstellerangaben AV-R4 .......................................................................... 106
A4 Axeptor –Preisliste .................................................................................................... 107
A4 Fortis – Herstellerangaben Alize ................................................................................ 108
A4 Fortis – Herstellerangaben Montana ......................................................................... 109
A4 Wind Power – Herstellerangaben Energyball ............................................................. 110
A5 CD mit Anlagen ............................................................ Fehler! Textmarke nicht definiert.
4

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Einleitung und Motivation 2012
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1 Einleitung und Motivation
1.1 Motivation
Einleitung und Motivation 2012
Ausgangspunkt der vorliegenden Arbeit ist das Interesse des Amtes für
Gebäudemanagements der Landeshauptstadt Düsseldorf am Einsatz von
Windenergieanlagen auf städtischen Gebäuden. Das Amt für Gebäudemanagement betreibt
bereits Photovoltaikanlagen und Blockheizkraftwerke, um den Anforderungen einer
zeitgemäßen und vorbildlichen Energieversorgung als kommunale Behörde nachzukommen.
Da der Markt für Kleinwindenergieanlagen unübersichtlich ist und es auch keine
Generalunternehmer gibt, die auf Grundlage verständlicher Wirtschaftlichkeits-
betrachtungen Installationsangebote abgegeben können, hat sich das Amt für
Gebäudemanagement an die FH Düsseldorf gewandt.
1.2 Einleitung
Die erneuerbaren Energien sollen stark ausgebaut werden und bis zum Jahr 2050 soll eine
vollständige Stromversorgung durch die erneuerbaren Energien umgesetzt sein, vgl.
Sachverständigenrat für Umwelt(2010)/1/. Ergänzend zu den großen Windenergieanlagen
(WEAn) ist es eine Möglichkeit, Kleinwindenergieanlagen (KWEAn) im innerstädtischen
Bereich zu installieren, um Wind zu „ernten“. „Die Landeshauptstadt Düsseldorf ist an einem
wirtschaftlichen Einsatz von kleinen Windenergieanlagen auf Gebäuden im städtischen
Umfeld interessiert. Als Vorreiter können derartige Institutionen dieser Form der
regenerativen Energieumwandlung den Weg bereiten, um einen großflächigen Einsatz für
Anlagenbetreiber in Analogie zur Verbreitung von Photovoltaikanlagen aufzuzeigen und
Windenergie möglicherweise auch für das Konzept Effizienzhaus-Plus etablieren,“ siehe
FHprofUnt(2012)/1/. Damit könnte bisher nicht ausgeschöpftes Potential der Windenergie
genutzt werden. Es könnten dann KWEAn in Zukunft eine Alternative zur ähnlich gelagerten
Photovoltaik-Technologien sein.
Daher soll in dieser Arbeit untersucht werden, ob KWEAn unter technisch, wirtschaftlichen
Aspekten eine wirkliche Alternative im innerstädtischen Bereich sind, oder unter welchen
Bedingungen KWEAn eine Alternative werden können.
6

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Einleitung und Motivation 2012
Nach einer einführenden Darstellung der theoretischen Grundlagen zur Leistungs- und
Wirkungsgradberechnung von WEAn werden in dieser Arbeit zunächst genehmigungs- und
versicherungstechnische Aspekte von KWEA betrachtet. Erster Schritt der anschließenden
technischen und wirtschaftlichen Untersuchung von KWEA ist zunächst, eine Vorauswahl
von Anlagentypen mit Hilfe von ausgewählten innerstädtischen Kriterien zu treffen. Ziel war
eine Minimierung der Vielzahl von angebotenen Anlagentypen, so dass eine genauere
Betrachtung der für die innerstädtische Installation in Frage kommenden KWEA
durchführbar wird. In dieser Betrachtung werden Häufigkeitsverteilungen von
Windgeschwindigkeiten aus verschiedenen Messstationen in Düsseldorf mit den
Leistungskurven der KWEA multipliziert, um einen möglichst genauen Energieertrag für jede
untersuchte Anlage zu erhalten. Auf dieser Basis werden die Amortisations-Zeiträume und
Energieeinsparkosten der einzelnen KWEA errechnet und miteinander verglichen. Ziel ist
eine Checkliste zur einfachen Auswahl geeigneter KWEA, um die standortabhängige
Wirtschaftlichkeit von KWEAn zuverlässig und schnell ermitteln zu können.
7

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2 Grundlagen
2.1 Windenergie – allgemeine theoretische Betrachtung
Grundlagen 2012
Unter Windenergie versteht man die kinetische Energie der bewegten Luftmassen der
Atmosphäre. In Bewegung geraten die Luftmassen durch Luftdruckunterschiede in Folge
unterschiedlicher Erwärmung der Erdoberflächen durch Sonneneinstrahlung. Damit zählt die
Windenergie zu den so genannten erneuerbaren Energien.
Windenergie wird schon seit vielen Jahrhunderten genutzt, früher mittels Windmühlen,
heute meist mittels sogenannter „Windkraftanlagen“, die die kinetische Energie des Windes
über einen Rotor und einen Generator in elektrische Energie umwandeln, vgl.
[Kleemann/Meliß(1993)/1/].
In der Fachliteratur hat sich auch die Bezeichnung Windenergieanlage (WEA) etabliert.
Ferner werden Windkraftanlage oder Windkraftwerk als Synonym verwendet, manchmal
auch Windkraftkonverter (WKK). In der Umgangssprache finden sich auch die Bezeichnungen
Windrad oder Windmühle, vgl. [Kleemann/Meliß(1993)/2/].
Im weiteren Verlauf der Dokumentation wird auf Bauarten für WEAn - sogenannte
Horizontalachser und Vertikalachser - eingegangen, die sich in der Orientierung des Rotors
unterscheiden. Dies ist in den Abbildung 1 &Abbildung 2 zu erkennen.
Bei Horizontalachsern ist - wie der Name schon sagt - die Drehachse des Rotors horizontal
orientiert. Diese Bauart hat sich insbesondere für größere WEAn durchgesetzt. Entsprechend
ist die Rotorachse bei Vertikalachsern senkrecht angeordnet und der Rotor umschließt diese.
Abbildung 1: Horizontalachser
Abbildung 2: Vertikalachser
8

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Grundlagen 2012
2.2 Leistung und Energie des Windes, Energie und Leistungsertrag von WEA
Die Leistungsberechnung ist in die theoretische Windleistung, der Windleistung nach Betz
und Schmitz und nach Leistungskennlinien realer Anlagen unterteilt, vgl. Gasch(2005)/1/.
2.2.1 Allgemeine Leistungsberechnung
Die Energie E des Windes ist gleich der kinetischen Energie der bewegten Luftmasse m :
1
EWind m c
2
2
Die Leistung P Wind des Windes lässt sich demnach berechnen gemäß:
1
c
2
(Gl.2.1)
2
PWind E m
(Gl.2.2)
mit m = Massenstrom [kg/s].
Windenergieanlagen bremsen den Wind mittels ihres Rotors ab und wandeln dessen
kinetische Energie in mechanische Energie (Drehbewegung) um, vgl. Gasch (2005)/1/. Aus
der Annahme von Betz (in der Rotorebene herrscht eine mittlere Geschwindigkeit) folgt
unmittelbar, dass die Luft nicht vollständig abgebremst werden kann, sondern die WEA mit
einer Restgeschwindigkeit wieder verlassen muss, was mit einem Luftstau einhergeht, der
einen Teil der heranströmenden Luft der Rotorfläche ausweichen lässt.
Abbildung 3: Aufweitung der Stromlinien gemäß Kontinuitätsgesetz, Gasch (2005)/1/.
Festzuhalten ist, dass die Leistung einer Windkraftanlage mit der dritten Potenz der
Geschwindigkeit steigt, dies wird in 2.2.2. noch näher beschrieben. Die Proportionalität gilt
auch für die Leistung des Windes in der Anströmung:
9

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2 2 c c
1
P m
Y
m
1 2
mit 2 0
2
c folgt
m A
c
A = durchströmte Fläche [m²],
= Dichte des Windes [kg/m 3 ].
Grundlagen 2012
1
P c
2
2
m 1 .
(Gl.2.3)
Die theoretisch maximale Leistung des Windes P Wind kann bei Durchtritt durch eine Fläche
A mit der Geschwindigkeit c
erreicht werden.
2.2.2 Leistungsberechnung einer Strömungsmaschine, Theorie von Betz
Berechnungen und Herleitungen von Gleichungen werden in der vorliegenden Arbeit nur
verkürzt angegeben, ausführlich nachzulesen sind die theoretischen Hintergründe u.a. in
Schade, Kunz (2007)/2/.
Die Leistung einer Strömungsmaschine lässt sich allgemein berechnen gemäß:
P m
Y
. (Gl.2.4)
Die spezifische Stutzenarbeit Y wird gemäß der Bernoulli- Gleichung berechnet:
2 2
c1
c3
p
Y g z
(Gl.2.5)
2
mit p 0 und z 0 eingesetzt in Gleichung 1.1 folgt für die Leistung
2
2 2 1 D
2 2
c c c c c
1
P m
Y
m
1 3
Rotor 1 3
. (Gl.2.6)
2
2 4
Gebildet wird nun die mittlere Geschwindigkeit c Rotor in der Rotorebene mit den
Geschwindigkeiten vor und hinter dem Rotor. Dies ist der entscheidende Gedanke der
Theorie von Betz: in der mittleren Rotorebene herrscht eine mittlere Geschwindigkeit,
c Rotor
Für Gl.2.6 folgt somit
c1
c3
vgl. auch 2.2.2.1 . (Gl.2.7).
2
2
D
P
1 3 1
4 4
2 2
c c c c
Diese Funktion P P c ) wird nun einer Extremwertanalyse unterzogen:
( 2
3
.
10

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2
dP d D
1 3 1 c
dc2
dc3
4 4
2
2 2
c c c
0
d
1 3 1 c
dc
3
3 2 2 3
c c c c c 0
d
1 1 3 3 1 c
dc
2
2
c c c 3
c
1 3
1
2
3
2
c 2
c c 3
c
1
c1a, b
c1a, b
c1a , b
3
1
c
3
c
2
2
3
0
0
3
2 2
c c c 0
3
2 2c
2
3
3
2 3c3
c
3
c
2
3
3c
2c
mit c1 a c3
Minimum für P
3
2
3
und c1 b 3 c3
oder
4
3
Grundlagen 2012
c1
c3 (Gl.2.8)
3
als gesuchtes Maximum. Das Maximum der Leistung wird also bei P=P(c3=1/3 c1) erreicht.
Mit dem berechneten Geschwindigkeitszusammenhang aus Gleichung (2.5) vor und hinter
dem Rotor lässt sich die Leistung einer Windenergieanlage weiter berechnen:
2
D c1
P c1
c
4 4 3
2
1
2
D 4
c1
8 2
P
c1
4 4 3
9
P
D c 8
4 3 9
1
c
9
2
1
oder
oder
2
1 2
c1
oder schließlich
2
D 8 3 8 2
P c1
m
c1
. (Gl.2.9)
4 27 27
Bezieht man diese Leistung auf die Leistung des Windes (Gl.2.3) so erhält man:
16
P
27
PWind
.
11

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Als Leistungskoeffizient wir bezeichnet
C
P
P
P
Wind
16
27
.
Grundlagen 2012
In der vorliegenden Arbeit wird der CP - Wert einer WEA auch auf den Betzschen – Wert von
0,59 bezogen, so dass maximal ein Wert von 1 bei Annahme der Betschen Theorie erreicht
werden kann.
Abbildung 4: Betzkoeffizient c P in Abhängigkeit vom Geschwindigkeitsverhältnis, aus Gasch(2005)/1/.
2.2.2.1 Geschwindigkeit in der Rotorebene
Rankine und Froude haben bereits im 19. Jahrhundert aus Impulserhaltung und Bernoulli-
Gleichung berechnet, dass in einem Propeller die axiale Strömungsgeschwindigkeit genau in
der Mitte zwischen Eintritt und Austritt, also in der als Rotorebene bezeichneten Ebene
gerade
c
2
c1
c3
2
beträgt. Vermutlich konnte Betz 1919 auf diesen Gedanken zurückgreifen, um seine maximal
mögliche Leistungsausbeute für Windenergieanlagen zu berechnen.
12

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Grundlagen 2012
Rankine-Froudesche Strahltheorie zeigt, dass die Geschwindigkeit c2 in der Rotorebene
tatsächlich dem Mittelwert weit vor und hinter dem Rad entspricht. Die Herleitung erfolgt in
den Grundgedanken wie folgt:
Impulssatz
S m
c c )
( 1 3
(Gl.2.10);
Ableitung aus Bernoulli-Gleichung (mechanischer Energiebilanz). Ansetzung für den Bereich
links und rechts von der Radebene.
2
p1
c1
p2
c
2
2
2
2
2
p2 c2
p3
c
2 2
2
3
Der Index -2 bezeichnet die Ebene dicht vor und +2 die Ebene dicht hinter dem Rad.
,
.
(Gl.2.11)
(Gl.2.12)
Da aus Kontinuitätsgründen die Geschwindigkeit dicht vor und dicht hinter dem Rad gleich
sein muss, c 2 c2
andererseits der statische Druck weit vor dem Rad auch gleich dem
statischen Druck weit hinter dem Rad entspricht, p1 p3
, so ergibt sich bei Subtraktion von
(Gl.2.11) und (Gl.2.12)
2 2
( c1
c3
) p2
p
2
(Gl.2.13)
2
,
so dass damit gezeigt wurde: In der Rotorebene gilt eine mittlere axiale Geschwindigkeit.
2.2.3 Eulersche Strömungsmaschinen Hauptgleichung
Die Eulersche Strömungsmaschinen Hauptgleichung lautet für eine Windenergieanlage
. (Gl.2.14)
Geschwindigkeitsdreiecke, die den Zusammenhang zwischen dem Absolutsystem und dem
Relativsystem des Rotors herstellen, lassen grafisch eine Überprüfung der Beziehung
(Gl.2.15)
zu. stellt die Absolutgeschwindigkeit in Abhängigkeit zur Relativgeschwindigkeit am
Rotor und der Umfangsgeschwindigkeit des Rotors dar.
13

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Grundlagen 2012
Die spezifische Stutzenarbeit ̇ muss postiv sein, dann folgt bei drallfreier
Anströmung für eine Windenergieanlage (Freistrahlturbine), dass der Drall der Abströmung
negativ sein muss
w 1
u 1
c 1
Abbildung 5:Geschwindigkeitsdreieck vor und hinter dem Rotor
. (Gl.2.16)
Das Schaufelprofil wird gemäß An- und Abströmung konstruiert, der Drall ist am
Rotoraustritt negativ.
u =u
C 2u
u 2 =u 1
c 2x =1/3 c 1
c = w + u
Y=u(c 1u - c 2u )
2 1 uc
c
Y 1u 2u
Abbildung 6: Geschwindigkeitsdreieck in der Austrittsebene des Rotors.
Ein negativer Drall wird durch die Drall-Komponente ausgedrückt.
2.2.4 Nutzbare Windleistung nach Schmitz
Schmitz berücksichtigt im Gegensatz zu Betz die Drallkomponente c2u in Umfangsrichtung
nur zu 50%, siehe Abbildung 7, vgl. Gasch(2005)/1/
14

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rot=Eintritt, grün=Rotorebene(fiktiv), blau=Austritt.
Grundlagen 2012
Abbildung 7: Geschwindigkeitsdreiecke nach der Theorie von Betz, in Anlehnung an Gasch (2005)/1/,
Die axiale Anströmung in der Rotorebene 2 wird anhand der axialen Geschwindigkeiten vor
und hinter dem Rotor gebildet:
. (Gl.2.17)
Das Strömungsdreieck, das in der Rotorebene liegt (grün gestrichelt), ist nur fiktiv und
aerodynamisch nicht zu verwerten. Bei der Auslegung von Strömungsmaschinen wie
Wasserturbinen oder Flugzeugtriebwerke werden keine Geschwindigkeitsdreiecke zwischen
Eintritt und Austritt betrachtet. In dieser fiktiven Rotorebene lässt sich das
Transformationsgesetz nach Gl.2.16 eben nicht anwenden, da man sich im Rotorbereich
befindet.
Ausgangspunkt der Theorie von Schmitz ist auch die Eulersche Strömungsmaschinen
Hauptgleichung zur Bestimmung der Stutzenarbeit Y:
. (Gl.2.18)
Wie in Abbildung 5 zu sehen, ist die Umfangskomponente weit vor dem Rotor Null
(drallfreie Anströmung) und hinter dem Rotor u in der Nomenklatur von Gasch oder c2U in
der Nomenklatur der Strömungsmaschinenbauer. Laut Gasch entsteht die Komponente erst
während der Strömung über die Blatttiefe. In der Strömungsmaschinentheorie spricht man
von der Umlenkung der Strömung, die für den Arbeitsumsatz verantwortlich ist.
Die Auslegung von Schmitz berücksichtigt Drallverluste, da er davon ausgeht das nur 50 %
15

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Grundlagen 2012
des Dralls genutzt werden können. Während Betz keine Verluste beim Drall vorsieht:
In Abbildung 7 wird der Drall über die Umfangskomponente
2.2.5 Leistungskennlinie realer Anlagen
. (Gl.2.19)
dargestellt:
. (Gl.2.20)
Die Leistungs-Charakteristik einer WEA kann mittels Leistungskennlinien beschrieben
werden. Hierbei wird die (elektrische) Leistung einer WEA in Abhängigkeit der
Geschwindigkeit des anströmenden Windes dargestellt. Durch die zuvor hergeleiteten
Grundlagen zur Berechnung der Windleistung und der theoretischen Maximalleistung einer
WEA nach Betz kann jede Leistungskennlinie einer WEA mit der theoretisch maximal
möglichen Leistungskurve verglichen werden.
Letztere lässt sich mittels Gl.2.13 berechnen, wobei die Dichte der Luft auf
Meeresspiegelniveau und bei 20°C mit ausreichender Genauigkeit 1,2 kg/m³ beträgt. Die
vom Wind angeströmte Fläche der WEA wird bei Vertikalachsern und Horizontalachsern
folgendermaßen berechnet:
A Horizontal
d ²
4
d = Durchmesser des Rotors [m],
A Vertikal
d h
d = Durchmesser des Rotors [m],
h = Höhe des Rotors [m].
,
,
(Gl.2.21)
(Gl.2.22)
Im Folgenden werden Leistungsdiagramme von WEA an dem Beispiel der
Kleinwindenergieanlage (KWEA) Airwin AV-R1 (Vertikalachser) erläutert.
In Abbildung 8 stellt P
die theoretisch maximale Windleistung da. Diese ist mit Gl.2.2 zu
Wind
errechnen. Es werden mehrere Windgeschwindigkeiten angegeben, woraus dann eine
16

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Leistungskurve entsteht. Die Kurve P bedeutet, dass die Gl.2.2 mit dem
Leistungsbeiwert c P,
Betz multipliziert wird. Somit entstehen die Punkte für die Leistungskurve
nach Betz. Das theoretische Maximum nach Betz bedeutet, dass dort die obere
Leistungsgrenze für WEA liegt. Die P - Kurve darf nach der Theorie nicht von
Herstellerkurven überschritten werden. Es ist in der Abbildung 8 gut zu erkennen, dass die
Leistungskurve nach Betz unterhalb der theoretischen Windleistung liegt.
Abbildung 8: Windleistung und theoretisch maximale (elektrische) Anlagenleistung nach Betz in
Abhängigkeit der anströmenden Windgeschwindigkeit.
In Abbildung 9 wird exemplarisch die Leistungskurve der Anlage, Airwin AV-R1
(Vertikalachser), dargestellt. Die Abbildung zeigt die beiden theoretischen Kurven P Wind und
P Betz . Zusätzlich ist unterhalb der beiden Kurven die Herstellerkurve der Beispielanlage
dargestellt. Diese hat bis zu ihrer maximalen Leistung (Nennleistung) einen ähnlichen
Kurvenverlauf wie die theoretische Kurve P Betz . Wenn die Anlage ihre maximale Leistung
erreicht hat, wird die Kurve waagerecht und behält dann ab einer bestimmten
Windgeschwindigkeit eine gleichbleibende Leistung. Diese Leistung verändert sich nur, wenn
der Anlagentyp eine Abschaltgeschwindigkeit hat, um Schäden an der WEA bei zu starkem
Wind zu verhindern.
In
Leistung [kW]
3,0
2,5
2,0
1,5
1,0
0,5
0,0
PWind Betz
P_Wind
P_Betz
Betz
0 5 10 15
Windgeschwindigkeit [m/s]
Abbildung 10 erkennt man an einem exemplarischen Kurvenverlauf, dass dieser in drei
Bereiche eingeteilt werden kann. Im ersten Bereich steigt die Leistung mit zunehmender
17

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Windgeschwindigkeit in etwa gemäß der Theorie nach Betz. Der zweite Bereich beginnt,
wenn die Nennleistung der Anlage erreicht wird. Das bedeutet, dass die Leistung auch bei
steigender Windgeschwindigkeit nicht weiter ansteigt. Im gesamten zweiten Bereich ist ein
waagerechter Kurvenverlauf zu erkennen. Wenn die Anlage sich ab einer bestimmten
Geschwindigkeit abschaltet, gibt es einen dritten Bereich, in dem die Leistung Null ist.
Leistung der Anlage P [kW]
2
1.8
1.6
1.4
1.2
1
0.8
0.6
0.4
0.2
E
kin
0
0 5 10 15 20 25 30
Windgeschwindigkeit c [m/s]
oo
Abbildung 9: Anlagenleistung in Abhängigkeit von Windgeschwindigkeit, Detail: Leistung gemäß
Datenblatt mit Betz und theor. Windleistung.
Leistung [kW]
1,8
1,6
1,4
1,2
1
0,8
0,6
0,4
0,2
0
Verlauf gemäß
Theorie nach Betz
Anlage 01 AIRWIND AV-R1
Herstellerdaten
interpolierte Kurve
Betz
konstante Leistung
0 10 20 30 40
Windgeschwindigkeit [m/s]
Abbildung 10: Exemplarische Anlagenleistung, gegliedert in drei Bereiche.
WEA schaltet sich ab
keine Leistung
Bereich 1 Bereich 2 Bereich 3
18

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2.3 KWEA: Abgrenzung & Besonderheiten
Grundlagen 2012
Der größte Unterschied zwischen Kleinwindenergieanlagen (KWEAn) und
Windenergieanlagen (WEAn) ist die Größe der Anlagen. WEAn können einen
Rotordurchmesser von 150 m und eine Gesamthöhe von 250 m haben. Die Nennleistung
beträgt bis zu 6 MW. KWEAn haben einen Durchmesser von lediglich bis zu 6 m und sind
insgesamt maximal 20 m hoch. Es gibt auch wesentlich kleinere Ausführungen
(Microturbinen genannt). Die Nennleistung bewegt sich maximal im zweistelligen kW
Bereich.
Nach der gesetzlichen Betrachtung werden KWEAn und WEAn gleichbehandelt. Das hat
zufolge, dass es auch keine klar definierte Abgrenzung der Anlagentypen gibt. Es gibt zwei
Formulierungsversuche zur Festlegung einer Grenze, was eine KWEA ist:
1. bis 50 kW installierter, vgl. Erneuerbaren Energien Gesetzt(2012),
2. kleiner A = 200 m² überstrichener Rotorfläche bei 350 W/m²
(max. 70 kW, max. HMast =20 m Turmhöhe), vgl. IEC-NORM 61400-2.
KWEAn haben die gleiche Funktionsweise wie WEAn. Die KWEAn werden zum Inselbetrieb
verwendet oder in kleinen landschaftlichen Betrieben aufgestellt. Neu ist der Versuch,
KWEAn im innerstädtischen Bereich zu nutzen und somit als Nebenanlage für ein Gebäude
Strom zu erzeugen.
2.4 KWEAn in der aktuellen Fachliteratur
In der Fachliteratur wird immer öfter über KWEAn berichtet. Nach dem Ausstieg aus der
Atomenergie und den stetig steigenden Stromkosten haben nach und nach, immer mehr
Haushalte eine KWEA bis 2,5 kW auf dem Dach oder dem Grundstück installiert. Für kleine
bis mittelständische Unternehmen sind die KWEAn bis 2,5 kW zu ertragsarm, so dass sich der
Aufwand einer Installation von KWEAn nicht lohnt. Das Erneuerbare Energien Gesetz (EEG)
19

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Grundlagen 2012
sieht den Hausanschluss am wirtschaftlichsten bei einer Installation bis 30 kW vgl. [www-a].
Die Technik und Wirtschaftlichkeit von Vertikalachsern wird in einer bis Januar 2013
laufenden Studie in Berlin untersucht. Die Studie wird aus EU- und Landesmitteln finanziert.
Die Studie soll Aufschluss über die Strömungsverhältnisse des Windes auf innerstädtischen
Dächern geben, sowie die technischen Randbedingungen für den Einsatz von Vertikalachsern
in bebauten Gebieten untersuchen vgl. Kohl (2011)/1/. Auch RWE Innogy investiert seit 2008
in den Markt und hat seitdem 140 KWEAn weltweit installiert. Zwei KWEAn wurden auch in
Deutschland auf dem Essener Technologie und Entwicklungs-Centrum (ETCE) installiert. Fritz
Vahrenholt von RWE sagt, dass man damit zeigen kann, dass die Technologie auch in
Ballungsräumen funktioniert, vgl. Kohl (2011)/1/. Dies könnte in Zukunft den Einsatz für
Unternehmen möglich machen. Darin liegt die Motivation der Weiterentwicklung von
KWEAn im innerstädtischen Bereich. KWEAn könnten für Investoren attraktiv sein,
Produktionsanlagen antreiben oder Bürokomplexe mit Energie versorgen, vgl. Kohl
(2011)/1/.
Die Weiterentwicklung macht aus unterschiedlichsten Gründen Sinn: Aufgrund der
steigenden Strompreise sind KWEAn eine gute Investition in die Zukunft, das heißt, dass die
installierten KWEAn mit steigenden Stromkosten eine geringere Amortisationszeit haben.
Sie könnten Photovoltaikmodule zukünftig gut ergänzen. Auch die Stromversorgung in
netzfernen Gebieten würde profitieren. Weitere Gebiete könnten die Zusatzversorgung von
energieintensiven Produktionen sein oder einfach für ein klares Bekenntnis von Firmen zum
nachhaltigen Wirtschaften, vgl. [www-a]. Wenn schlüsselfertige Pakete mit Installation,
Wartung und in hoher Qualität angeboten werden, könnte eine gute Käuferbasis entstehen,
vgl. [www-a]. Erhoffte Erträge bei KWEAn werden in der Praxis oft überschätzt, weil
meistens keine Planungssoftware eingesetzt wird oder langfristige Windmessungen am
zukünftigen Standort oder unabhängige Wind- und Ertragsgutachten fehlen, vgl. [www-b].
Die Planung und Umsetzung ist komplexer als bei Photovoltaikanlagen. Das macht sich im
Wesentlichen an zwei Punkten bemerkbar:
Erstens müssen die Windressourcen am zukünftigen Standort bewertet werden. Die KWEA
wird im innerstädtischen Bereich in der Nähe des Verbrauchers aufgestellt und nicht
ausschließlich nach Windbedingungen. In der Nachbarschaft von Häusern weht weniger
Wind, vgl. [www-b]. Versprochene Leistungskapazitäten werden nicht erreicht, was nicht
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Grundlagen 2012
unbedingt an der Anlage liegt, sondern am Standort und den dort herrschenden
Windgeschwindigkeit, vgl. [www-a]. Dazu zählt auch das Problem der geringen Nabenhöhe,
das mit einer Installation auf einem Hochhaus umgangen wird. Nach Frauenhofer IWES
wurden lediglich bei 25% von 51 befragten KWEAn-Besitzern die Ertragserwartungen erfüllt.
In vielen Fällen betrug die Jahresstromproduktion nur 50-75%, vgl. [www-b]. Die
aufgeführten Gründe sind ausreichend, um eine innerstädtische Untersuchung mit
Winddaten von bestehenden Windmessstationen durchzuführen. Möglich ist auch die
Installation einer Windmessanlage auf dem Dach des Hochhauses, auf dem die KWEA
installiert werden soll. Nach Meinung von Firmengründer Unger von Fusystem Windkraft
GmbH kann in der Regel kein Haushalt vollständig mit Energie von KWEA versorgt werden.
Die erzielten Erträge sind bei geringen Windgeschwindigkeiten zu vernachlässigen. Ertrag ist
wichtiger als Leistung, eine ehrliche Einschätzung, was Kunden von den bei ihnen
herrschenden Windverhältnissen von seiner KWEA zu erwarten haben, ist wichtig, vgl. Kohl
(2011)/1/. Dieses Ziel soll auch bei der folgenden Ausarbeitung verfolgt und auf mehrere
Anlagen ausgeweitet werden. Ein weiteres Problem ist, dass noch keine genauen Angaben
über die Lebensdauer von KWEAn gemacht werden können, da noch keine
Langzeitmessungen von KWEAn abgeschlossen wurden. Man geht aber von mindestens 20 –
25 Jahren aus, vgl. Kohl (2011)/1/.
Zweitens ist es schwierig, auf dem unübersichtlichen Markt für KWEAn eine passende Anlage
zur innerstädtischen Nutzung auszuwählen. Ein Käufer muss sich mit zahlreichen Herstellern,
verschiedensten technischen Lösungen, der technischen Reife der KWEA und der Qualität
auseinandersetzen vgl. [www-b].Das soll mit der hier vorliegenden Arbeit für den Käufer
durch eine genaue Vorauswahl für innerstädtische Kriterien und die Anwendung auf das
Marktangebot verbessert werden.
Um das Marktpotential voll auszuschöpfen, sollten KWEAn in der EEG-Förderung
aufgenommen werden, sagt Fritz Vahrenholt von der RWE. Mit einer Vergütung von 20 Cent
je Kilowattstunde könnten KWEAn wirtschaftlich betrieben werden. Der Fördersatz sollte
degressiv gestaltet werden, um die technische Entwicklung weiter voranzutreiben.
Kurzfristig wäre auch eine Anschubfinanzierung zum Beispiel über ein Marktanreizprogramm
sinnvoll, so Vahrenholt weiter, vgl. Kohl (2011)/1/.
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2.5 Wirtschaftlichkeit, Amortisation
Grundlagen 2012
Ziel ist es, die Wirtschaftlichkeit von KWEAn im innerstädtischen Bereich zu untersuchen.
Das bedeutet, dass ein möglichst geringer Aufwand betrieben wird, um einen hohen Ertrag
zu erzielen. Da KWEAn-Hersteller eine 20-jährige Gewährleistung ohne Wartung auf die
Anlagen geben, ist das der Zeitraum, der untersucht wird. Im besten Fall soll die Anlage in
diesem Zeitraum einen Gewinn erwirtschaftet haben. Der Zeitraum, bis die Gesamtkosten
der Anschaffung ausgeglichen sind, wird Amortisationsdauer genannt.
Die Gesamtkosten müssen durch den Ertrag der KWEA ausgeglichen werden. Das bedeutet,
dass der erzeugte Strom nicht ins öffentliche Stromnetz eingespeist, sondern eigenständig
verbraucht wird, weil beim eigenen Verbrauch von einer Kostenersparnis in Höhe des
aktuellen Strompreis ausgegangen werden kann (hier: 0,25€). Der eingespeiste Strom
hingegen wird mit lediglich 9,2 Cent/kWh für die ersten fünf Jahre und danach mit 5,02
Cent/kWh vergütet, da KWEAn hier genauso behandelt werden, wie herkömmliche große
WEAn.
2.5.1 Amortisation
Mit einer Amortisationsrechnung können die unterschiedlichen Anlagentypen verglichen
werden. Für die Berechnung der statischen Amortisation t statisch , vgl. Adam/1/, werden der
Jahresertrag und die Gesamtkosten benötigt:
t
statisch
I = Gesamtkosten [€],
= Jahresertrag [€/a].
K a,
ges
I
K
, (Gl.2.1)
Bei der dynamischen Amortisation t dynamisch ,vgl. Adam/1/, wird im Vergleich zu t statisch ein
realistischer Zinssatz mit eingerechnet. Dadurch kommt es zu einem längeren
Amortisationszeitraum:
K
a,
ges
ln
K
a,
ges I
z
tdynamisch
ln( 1
z)
, (Gl.2.2)
z = Zins.
a,
ges
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Grundlagen 2012
An der Amortisation erkennt man, nach wie vielen Jahren der Jahresertrag K a,
ges , die
Gesamtkosten I ausgeglichen hat. Ab diesem Zeitpunkt wird mit der KWEA „Geld
verdient“. Das bedeutet, dass die Investition möglichst gering gehalten werden muss und ein
möglichst hoher Jahresertrag K a,
ges erreicht werden soll. Bei den Gesamtkosten darf nicht
vernachlässigt werden, dass es sich nicht ausschließlich um den Anlagenpreis der KWEA
handelt. In den Gesamtkosten müssen auch Genehmigungskosten, Installationskosten,
Anlagenkosten und gegebenenfalls laufende Betriebskosten (Wartungskosten oder
Versicherung) eingerechnet werden.
2.5.2 Energieeinsparkosten
Die Energieeinsparkosten werden auch „Preis für Erneuerbare Energien“ oder
Stromgestehungskosten genannt, vgl. Adam/1/. Hiermit ist es möglich, den Preis pro kWh
für erneuerbare Energien zu errechnen:
Energieein sparkosten
e
n = Lebensdauer der Anlage [a],
z = Zins,
q = z + 1,
Qa
= jährlich produzierte Energiemenge [kW/h],
= Betriebskosten (Wartungskosten, Versicherung) [€].
K a,
Sonstiges
q
I
q
, (Gl.2.3)
Es wird die Finanzierung, der Investition I für die Energiesparmaßnahmen bzw. für die
Anlage zur Nutzung erneuerbarer Energien mit konstanten Rückzahlungsbeiträgen, dessen
Laufzeit n der technischen Lebensdauer der KWEA entspricht, dargestellt.
Der Vorteil bei der Berechnung der Energieeinsparkosten ist, dass unterschiedliche
erneuerbare Energien miteinander verglichen werden können. Somit kann abschließend
beurteilt werden, ob die innerstädtische Nutzung von KWEAn gegenüber anderen
erneuerbaren Energien konkurrenzfähig ist.
K
n
n
z
K
1
Q
a
a,
Sonstiges
€
[ ]
kWh
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3 Genehmigung von KWEA
Genehmigung von KWEA 2012
Die Genehmigung von Kleinwindenergieanlagen ist in Deutschland nicht zentral gesteuert.
Jedes Bundesland kann diese Genehmigung eigenständig regeln. Durch die
projektbezogenen Gegebenheiten (möglicher Standort: Düsseldorf) wird sich im Folgenden
nur die Genehmigungsgrundlage in NRW behandelt.
Drei Genehmigungsmöglichkeiten in Bezug auf KWEAn in NRW kommen in Frage:
1. Verfahrensfreistellung - Wenn ein bestimmter Grenzwert bzw. Umstand eingehalten wird
(z.B. 10m Höhe bei Windenergieanlagen), wird man von der Beantragung einer
Kleinwindenergieanlage befreit.
2. Genehmigungsfreistellung - Der Bauherr reicht die erforderlichen Unterlagen bei der
Gemeinde ein und darf nach vier Wochen mit dem Bau beginnen. Wenn früher mitgeteilt
wird, dass auf eine vorläufige Untersagung verzichtet wird, kann früher mit dem Bau
begonnen werden.
3. Vereinfachtes Genehmigungsverfahren - Über den Bauantrag ist innerhalb von drei
Monaten zu entscheiden. Die Bauaufsichtsbehörde kann aus wichtigem Grund die Frist um
einen Monat verlängern (z.B. Ausnahmen, Befreiung oder Abweichung). Der Bauantrag ist
genehmigt, wenn in der Frist nicht entschieden wird.
Nachfolgend sind die konkreten Umsetzungen der Genehmigungsmöglichkeiten für NRW
aufgelistet:
keine Verfahrensfreistellung (Seit 01.01.2012 Verfahrensfreistellung bis 10m Höhe §
65 Abs. 2 Nr. 4),
keine Genehmigungsfreistellung für KWEAn,
kein vereinfachtes Genehmigungsverfahren für KWEAn,
Genehmigungsanspruch und –verfahren wie für jedes Objekt,
Abstandsfläche §6 X 3,4,5 (0,5 H vom Mittelpunkt des Masts, H= Mast +
Rotorradius).
Abbildung 11: Abstand Bebauung.
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Genehmigung von KWEA 2012
Erst zum Beginn des Jahres 2012 wurde zur Verfahrensfreistellung das Gesetz gelockert. Das
bedeutet, dass bis zu einer Gesamthöhe (Mast plus Rotor) von 10 m oberhalb des Giebels
keine Genehmigung erteilt werden muss. Bei den restlichen Genehmigungsverfahren gibt es
zum Vergleich zu anderen deutschen Bundesländern keine Vereinfachung.
Es ist eine aufwendige Prozedur, alle benötigten Unterlagen für eine Genehmigung
zusammenzuholen. Diese Arbeit übernehmen vermehrt Hersteller bzw. Vertreiber der
Kleinwindenergieanlagen.
In der nachfolgenden Grafik werden die beteiligten Parteien am Genehmigungsverfahren
dargestellt.
Abbildung 12: Übersicht beteiligten Parteien zur Genehmigung.
1. Der Nachbar des Bauherrn muss mit der Installation einverstanden sein.
2. Die Gemeinde muss den Bau der KWEA vorab akzeptieren und darf keine zu
bebauenden Flurstücke für WEA vorgesehen haben.
3. Der Bauherr stellt eine Anfrage an einen KWEA-Hersteller bzw. Vertrieb.
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Genehmigung von KWEA 2012
4. Der Hersteller nimmt Kontakt mit den Ämtern und Behörden auf und reicht die
benötigten Gutachten der KWEA (siehe nächste Seite) dort ein.
5. Nach der Sichtung der Unterlagen erteilt die Behörde dem Bauherrn die Genehmigung
zum Bau einer KWEA.
6. Der Bauherr erteilt dem KWEA-Hersteller den Auftrag zum Bau der KWEA.
Folgende Grundbedingungen sind von der Gemeinde an den Bauherrn vorausgesetzt:
Abbildung 13: Grundbedingungen von der Gemeinde an den Bauherrn.
Das Bauamt kann verschiedenste Gutachten vom Bauherrn anfordern. Es werden nicht
immer alle angefordert. Die Zusammenstellung der Unterlagen kann in der Regel von Wind-
energieanlagenanbietern in einem „Komplettpaket“ angeboten werden:
Statikgutachten – Wird durch einen unabhängigen Statiker (Ingenieurbüro) erstellt.
Brandschutzgutachten - Für die zu installierende KWEA muss ein Brandschutzgutachten von
einem unabhängigen Sicherheitsingenieur erstellt werden.
Schallgutachten - Das Schallgutachten fertigt der Hersteller an und wird somit mitgeliefert.
Schattenschlaggutachten - Das Schattenschlaggutachten kann vom TÜV oder einem.
unabhängigen Ingenieurbüro angefertigt werden. Dies ist zu vernachlässigen, wenn keine
anliegenden Gebäude beeinträchtigt sind. Bei Vertikalachsrotoren wir dies nicht benötigt.
Stellungnahme von Ämtern und Behörden - Es könnten Dokumente und /oder
Stellungnahmen zur Ausfüllung des Bauantrags nachgefordert werden.
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Genehmigung von KWEA 2012
Im Folgenden werden zwei Beispiele für ein Bauantragsverfahren dargestellt. Zum einen
wird ein theoretisches Bauantragsverfahren, vorgestellt vom Bundesverband der
Kleinwindanlagen, dargestellt. Zum zweiten wird ein Bauantragsverfahren vom
Landschaftsverband Rheinland (LVR) für eine in Köln Deutz installierte KWEA gezeigt.
Beispiel 1:
Die Informationen zum ersten Bauantragsverfahren wurde vom Bundesverband der
Kleinwindanlagen in einen Vortrag von Tobias Landwehr (Geschäftsstelle
Bundesverband Kleinwindenergieanlagen e.V.) vorgestellt. Die Daten und
Informationen wurden aus dem Vortrag übernommen.
Aufstellposition: keine Angaben über Aufstellposition bzw. Höhe der Installation,
Höhe: keine Angabe zur Höhe der Position,
Dachbelastung: keine Angabe,
Anlage: keine Angabe über die Anlage,
Bauantrag: theoretisches Bauantragsverfahren.
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Beispiel 2:
Genehmigung von KWEA 2012
Die Informationen vom zweiten Beispiel konnten beim LVR in Köln vor Ort in den
Unterlagen nachgelesen und notiert werden.
Aufstellposition: LVR Gebäude in Köln Deutz,
Höhe: 53 m hohes Gebäude plus 6 m über Dachkante,
Dachbelastung: 650 kg,
Anlage: 3 kW Anlage von Blue Terra,
Bauantrag: reales Bauantragsverfahren.
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Genehmigung von KWEA 2012
An den beiden Beispielen ist zu erkennen, dass bei der wirtschaftlichen Betrachtung der
KWEAn die Genehmigungskosten eine erhebliche Rolle spielen können. Nach dem heutigen
Stand der Genehmigungsverfahren und –kosten können sich die Genehmigungskosten auf
demselben Niveau befinden wie die Kosten für Kauf und Installation einer KWEA. An dieser
Problematik arbeitet unter anderem der Bundesverband der Kleinwindanlagen mit seinen
organisierten Arbeitsgruppen, vgl. [www-c], um zukünftig eine realistische
Wettbewerbsfähigkeit und Kombination mit anderen erneuerbaren Energien, der KWEAn zu
gewährleisten.
Nachfolgend werden weitere Einzelheiten aufgeführt, die bei der Baubeantragung und einer
einwandfreien Installation eine Rolle spielen können.
Vibration auf Gebäude – Es darf keine Vibration auf das Gebäude übertragen werden. Die
KWEA kann zusätzlich mit Federn und/ oder Dämpfern austangiert werden.
Kennzeichnung für Flugverkehr - Die Kleinwindenergieanlage muss in dicht besiedelten
Gebieten erst ab einer Höhe von 150m gekennzeichnet werden.
Eiswurf - Der Begriff „Eiswurf“ bezeichnet das Abfallen und Abwerfen von Eis von den
Rotorblättern. Es besteht immer die Gefahr, dass herabfallende Eisstücke eine Gefahr
verursachen können. Die Entstehung von Eis wird durch den Lotuseffekt aus der
Nanotechnologie verhindert. Es bleibt auf der Anlage kein Wasser stehen, das gefrieren
kann.
Landschaftsbildanalyse - Eine Landschaftsbildanalyse ist nicht notwendig, also kann die
KWEA innerstädtisch installiert wird. Es werden keine Landschaftsbilder zerstört.
Wasserbehörde & Naturschutzamt – Die Wasserbehörde muss nicht kontaktiert werden,
wenn es sich um eine Dachmontage handelt. Es wird nicht in die Natur und das Erdreich
eingegriffen.
Diskoeffekt - Die Oberflächen der Anlagen werden mit matten, nicht reflektierenden
Lackierungen versehen. Daher spielt der Diskoeffekt bei der Immissionsbewertung durch
moderne Windkraftanlagen keine Rolle mehr.
Schattenwurf – Schatten darf nicht länger als 30 h/Jahr oder 30 min/Tag auf ein Gebäude
wirken. Wenn ja, muss die KWEA abgeschaltet werden.
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4 Versicherung von KWEA
Versicherung von KWEA 2012
KWEAn können separat zusatzversichert werden. Diese Art von Zusatzversicherung bietet
z.B. der „Enser Versicherunskontor GmbH“ oder auch „kleinwindenergieanlagen-
versicherung24.de“ an. Es gibt zwei zusätzliche Versicherungsarten bei KWEAn, zum einen
die Elektronikversicherung und zum anderen die Betreiberhaftpflicht.
Elektronikversicherung (Beispiel)
150 € Jahresnettobeitrag, Anlagenpreis bis 35000 € und 250 € Selbstbeteiligung
Die Elektronikversicherung dient der Schadensbegrenzung für den Betreiber, wenn die
Gewährleistung des Herstellers abgelaufen ist. Hiermit werden nur elektronische Schäden an
der KWEA beglichen.
Betreiberhaftpflicht (Beispiel)
55 € Jahresnettobeitrag, Versicherungssumme bis 5 Mio. Euro
Die Betreiberhaftpflichtversicherung sichert Sach- und Personenschäden ab, die durch die
KWEA entstehen können. Mögliche Faktoren können dafür z.B. Eiswurf vom Rotor oder
abfallende Anbauteile der KWEA sein. Je nach Höhe der installierten innerstädtischen KWEA
und der umgebenen Bebauung sind die Folgen der möglichen Gefahren nicht auszurechnen.
Bei KWEA ist eine Elektronikversicherung nicht zwingend notwendig. Diese wird bei großen
WEAn eher benötigt. Die Betreiberhaftpflicht ist für KWEAn bei innerstädtischer Nutzung
sehr wichtig. Eine Absicherung gegen Schäden die von der KWEA verursacht werden ist
unverzichtbar, da im innerstädtischen Bereich sehr schnell ein großer, mit hohen Kosten
verbundener, Personen- bzw. Schachschaden entstehen kann.
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5 Blitzableiter von KWEA
Blitzableiter von KWEA 2012
Man muss unterscheiden zwischen einem "äußeren Blitzschutz", vgl. Abbildung 14 (also um
einen direkten Einschlag gefahrlos zu überstehen) und einem "inneren Blitzschutz" (alle
anderen Schäden die zum Beispiel durch indirekte Einkopplung entsteht –
Überspannungsschutz), vgl. [www-d].
Abbildung 14: Äußerer Blitzableiter auf dem Tengelmann Modellsupermarkt in Mühlheim
Die Gefahr durch einen direkten Einschlag könnte zwar bestehen, wird aber oftmals
überbewertet. Kritischer sind aber eigentlich die Einkopplungen durch die statische
Entladung eines Blitzes in der Nähe. Jedes Metallteil wirkt wie eine Antenne für solche
statisch aufgeladenen Felder. Ein Generator, Wechselrichter oder auch sonstige Elektronik
die mit am Netz hängt kann bei so einer Entladung schnell zerstört werden und das ohne
einen direkten Einschlag, vgl. [www-d].
Es ist immer angeraten eine Windanlage auf dem Dach (z.B. den Mast) mit entsprechenden
Erdungsmaßnahmen zu sichern. Dazu gehört es eigentlich auch, dass der Mast über einen
äußeren Leiter (16qmm Kupfer oder Aludraht) außen am Gebäude heruntergeführt wird und
entsprechend mit den richtigen Staberdern geerdet wird. Darüber hinaus sollten dann auch
die Unterschiedlichen Potentiale zwischen Staberder Windanlage und
Potentialausgleichsschiene im Haushalt verbunden werden (diese gibt es in jedem Haus!)
Wenn alle Teile über ein gleiches Potential verfügen kann kein Strom zwischen ihnen fließen
und die Gefahr ist deutlich minimiert, vgl. [www-d].
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Blitzableiter von KWEA 2012
Die Hersteller von KWEA vertreten vielfach die Meinung, dass KWEA klein genug sind und
sich ein Blitzschutzsystem aufgrund der geringen Einschlagwahrscheinlichkeit nicht lohnt. Im
Allgemeinen wird der Kosten – Nutzen – Faktor häufig als Begründung für ein fehlendes
Blitzschutzsystem angeführt. Des Weiteren wurde in einem Fall etwas scherzhaft darauf
hingewiesen, dass eine Versicherung durchaus als Blitzschutzsystem anzusehen sei, vgl.
Swowoda(2003)/1/.
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6 Marktübersicht Kleinwindenergieanlagen
Marktübersicht Kleinwindenergieanlagen 2012
Der Markt der Kleinwindenergieanlagen ist sehr unübersichtlich. Die beiden Zeitschriften
„BWE-Marktübersicht spezial“ und „Windenergieanlagen 2011“ sind bemüht, einmal im Jahr
einen Überblick von KWEAn darzustellen, um diese mit bestimmten Kriterien der Anlagen
untereinander vergleichen zu können. Die Redaktion der Zeitschrift „Windenergieanlagen
2011“ stellte zur Untersuchung ihre digitalen, tabellarischen Daten von KWEAn (0,1 – 29 kW)
zur Nutzung im Rahmen dieser Abschlussarbeit zur Verfügung. Dieses aufgelistete
Marktangebot zeigt die technischen Angaben der KWEAn und deren Hersteller in einem
Überblick. Die zur Verfügung gestellten tabellarischen Daten dienen als
Bearbeitungsgrundlage, um geeignete KWEAn für eine innerstädtische Nutzung zu
sondieren.
6.1 Auswahl
Aufgrund des großen Anlagenangebotes ist es nicht sinnvoll, alle Anlagen zu betrachten. Die
Anlagen sollen innerstädtisch genutzt werden und unter dieser Bedingung effektiv Wind
„ernten“. Im Leistungsbereich von 0,1 – 29 kW sind 90 KWEAn gelistet. Diese Vielzahl von
Anlagen soll mit für den Innenstadtbereich relevanten Kriterien reduziert werden, um diese
dann genauer betrachten zu können. Hierbei muss darauf geachtet werden, dass die
Kriterien vor den genaueren Untersuchungen festgelegt wurde um den Markt zu sondieren.
Im Laufe der Untersuchungen können sich in Teilergebnissen Änderungen der
innerstädtischen Relevanz ergeben, die dann in weiteren Arbeiten bzw. Studien genauer
betrachtet werden. Die aufgestellten Kriterien beziehen sich außerdem auf eine mögliche
Dachmontage. Es ist wichtig, über Kennzahlen Ausschlusskriterien zu bilden, die eine
konkrete Auswahl einer Anlage vereinfachen.
6.2 Kriterien für innerstädtische Nutzung
Nachfolgend werden die Reduzierungskriterien für innerstädtische Nutzung in Tabelle 1
dargestellt.
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Tabelle 1: Kriterien für KWEAn - Reduzierung.
Marktübersicht Kleinwindenergieanlagen 2012
Kriterium Grenzwert Kriterium nicht erfüllt
Gewicht bis 2000 kg 5 von 90
Nennleistung ab 0,5 kW 17 von 90
Einschaltgeschwindigkeit bis 3 m/s 27 von 90
Abschaltgeschwindigkeit ab 23 m/s 9 von 90
Installierte Anlagen Weltweit min. 5 Anlagen 19 von 90
77 von 90
Übrige KWEAn, die alle Kriterien erfüllen 13
Das gesamte Gewicht (Turm und Anlage), ist bei der Dachmontage ein wichtiger
Ansatzpunkt. Nach Erfahrungsberichten darf die Anlage nicht zu schwer sein, damit
keine statischen Probleme auftreten und die Montage auf dem Hochhaus erleichtert
wird (VDI Nachricheten, 2012). Die Grenze wird auf zwei Tonnen festgelegt.
Die Nennleistung soll mindestens 0,5 kW sein, um nennenswerte Erträge erzielen zu
können.
Die Einschaltgeschwindigkeit ist wichtig, da im innerstädtischen Bereich geringere
Windgeschwindigkeiten herrschen. Deshalb soll die KWEA so früh wie möglich
anlaufen und Strom produzieren. – Wird weiter untersucht, muss nicht unbedingt
sein.-
Bei der Abschaltgeschwindigkeit ist darauf zu achten, dass diese nicht unter 23 m/s
liegt, damit einzelne Böen erfasst werden können. – Wird weiter untersucht, Grenze
könnte deutlich tiefer liegen.-
Die weltweit installierten KWEAn sollen bei nicht geringer als fünf liegen. Es soll
damit ausreichende Hersteller-Erfahrung gewährleistet sein.
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Marktübersicht Kleinwindenergieanlagen 2012
In den nachfolgenden Tabellen (Tabelle 2-6) werden neben dem oben genannten auch
weitere interessante Kriterien dargestellt. Die Tabellen sind nach innerstädtischer Relevanz
nacheinander sortiert. Es werden die 13 KWEAn aufgeführt, die nicht durch die
Auswahlkriterien gefallen sind, zusätzlich werden die Black 600 von „pro Vent GmbH“ und
die SFT – V4.2 von „Silent Future Tec“ aufgrund einer evtl. Anschaffung der FH Düsseldorf als
Mess- und Versuchsanlagen in die genauere Endbetrachtung einbezogen.
In Tabelle 2 werden die ausgewählten Minimierungskriterien der KWEAn zur
innerstädtischen Nutzung dargestellt.
Tabelle 2: Übersicht KWEAn, Daten Ausschlusskriterien.
WKA-Typ Turmgewicht [kg] Gondelgewicht [kg]
Axeptor AG
AIRVVIN AV-R1
Axeptor AG
AIRVVIN AV-R2
Axeptor AG
AIRVVIN AV-R3
Axeptor AG
AIRVVIN AV-R4
Windtronics
BTPS 6500
easy wind gmbh
Easywind 6 AC
easy wind gmbh
Easywind 6 DC
Home Energy International
BVEnergy Ball V200
Fortis Wind Energy
Fortiz Alize
Fortis Wind Energy
Fortiz Montana
Fortis Wind Energy
Fortiz Passaat
Nheolis
Nheowind 3D50
Nheolis
Nheowind 3D100
Silent Future Tec
SFT-V4.2
preVent GmbH
Black 600
über 2000 kg
Blattgewicht
[kg]
Nennleistung
[kW]
Einschaltwindgeschwindigkeit
[m/s]
Abschaltwindgeschwindigkeit
[m/s]
Installierte
Anlagen
Weltweit
ab 0,5 kW bis 3 m/s ab 23 m/s über 5
N/S 156 N/S 1,6 1,8 45 12
N/S 293 N/S 3,2 1,8 45 8
N/S 428 N/S 6 1,8 45 5
N/S 630 N/S 12 1,8 45 2
N/S N/S N/S 2,5 1,8 34 100
110 / 220 / 330 363 15 6 3
110 / 220 / 330 363 15 7,5 3
keine
(sturmsicher)
keine
(sturmsicher)
350 / 450 90 2 2,25 3 23 >500
N/S 420 N/S 10 3 keine 193
N/S 200 N/S 5,6 2,5 keine 2458
N/S 75 N/S 1,4 3 keine 1491
250 N/S N/S 1,5 2,5 30 40+
250 N/S N/S 3,5 2,5 30 40+
N/S 390 N/S 4,2 3 13 12
variabel 18 kg 1,12 0,6 1 12 2000
200
200
35

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Marktübersicht Kleinwindenergieanlagen 2012
Die Tabelle 3 zeigt weitere wichtige Daten für dieselben Anlagen wie in Tabelle 2, die für
weitere Ertrags- und Amortisationsrechnungen nötig sind.
Tabelle 3: Übersicht KWEAn, wichtige Daten für Ertrags- und Amortisationsrechnung.
WKA-Typ
Axeptor AG
AIRVVIN AV-R1
Axeptor AG
AIRVVIN AV-R2
Axeptor AG
AIRVVIN AV-R3
Axeptor AG
AIRVVIN AV-R4
Windtronics
BTPS 6500
easy wind gmbh
Easywind 6 AC
easy wind gmbh
Easywind 6 DC
Home Energy International
BVEnergy Ball V200
Fortis Wind Energy
Fortiz Alize
Fortis Wind Energy
Fortiz Montana
Fortis Wind Energy
Fortiz Passaat
Nheolis
Nheowind 3D50
Nheolis
Nheowind 3D100
Silent Future Tec
SFT-V4.2
preVent GmbH
Black 600
In den Tabellen 4-6 werden weitere interessante Details zu den KWEAn aufgelistet. Diese
sind für die Installation auf Hochhäusern unerheblich, geben aber dennoch einen guten
Überblick der Anlagen, um diese untereinander zu vergleichen bzw. technische Unterschiede
darzustellen.
Nennwindgeschwindigkeit
[m/s]
Rotor
Rotor- Rotorfläch
durchmesser [m] e [m²]
Leistung bei
Nennlast
(Hersteller)
[W]
theo.
Leistung bei
Nennlast
[W]
Abweichung Rotordrehzahl
Gesamtkosten
(inkl. Installation)
teilweise Schätzungen
10 Vertikal 2,6 5,72 1600,00 2033,78 0,79 300 U/min 15834
10 Vertikal 3,3 10,89 3200,00 3872,00 0,83 200 U/min 27544
10 Vertikal 4,18 17,97 6000,00 6389,33 0,94 150 U/min 59864
11 Vertikal 5,12 26,01 12000,00 12309,09 0,97 100 U/min 76211
16,9 Horizontal 1,82 2,6 2500,00 4464,78 0,56 N/S 11578
10,5 Horizontal 6 28,27 6000,00 11637,72 0,52
83 – 124 rpm,
U/min
54007
11,5 Horizontal 6 28,27 7500,00 15289,50 0,49 75 – 125 U/min 54007
19 Horizontal 1,98 3,8 2250,00 7509,11 0,30
max. 1600
U/min (bei 40
m/s)
7580
12 Horizontal 6,4 32 10000,00 19765,19 0,51 25 – 300 U/min 45083
14 Horizontal 5 20 5600,00 19156,73 0,29 120 – 400 U/min 14843
16 Horizontal 3,12 7,6 1400,00 11134,39 0,13
180 – 775
U/min
12 Horizontal 2,8 6,3 1500,00 3783,18 0,40 40 – 425 U/min
12 Horizontal 4 12,6 3500,00 7720,78 0,45 40 – 395 U/min
11,3 Vertikal 4 16 4200,00 6446,93 0,65 165 U/min 25000
11 Horizontal 1,59 1,97 600,00 932,29 0,64 220 – 600 U/min 2275
6652
36

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Tabelle 4: Übersicht KWEAn, allgemeine Daten
WKA-Typ Nabenhöhe Turmkonstruktion
Axeptor AG
AIRVVIN AV-R1
Axeptor AG
AIRVVIN AV-R2
Axeptor AG
AIRVVIN AV-R3
Axeptor AG
AIRVVIN AV-R4
Windtronics
BTPS 6500
easy wind gmbh
Easywind 6 AC
easy wind gmbh
Easywind 6 DC
Home Energy International
BVEnergy Ball V200
Fortis Wind Energy
Fortiz Alize
Fortis Wind Energy
Fortiz Montana
Fortis Wind Energy
Fortiz Passaat
Nheolis
Nheowind 3D50
Nheolis
Nheowind 3D100
Silent Future Tec
SFT-V4.2
preVent GmbH
Black 600
Marktübersicht Kleinwindenergieanlagen 2012
Blattspitzengeschwindigkeit
[m/s]
Drehzahlregelung
Leistungsbegrenzung
6 - 18 m Stahl- oder Betonmast N/S ja ja
6 - 18 m Stahlmast N/S ja ja
7 - 18 m Stahl- oder Betonmast N/S ja ja
9 - 18 m Stahl- oder Betonmast N/S ja ja
10 m oder höher
empfohlen
N/S N/S N/S
7 / 13 / 19 m abgespannter Rohrmast 26 – 39
7 / 13 / 19 m abgespannter Rohrmast 40
10 / 12 m
12 – 20 m
12 – 20 m
12 – 20 m
dreiteiliger, freistehender
Mast
abgespannter oder
freistehender Mast
abgespannter oder
freistehender Mast
abgespannter oder
freistehender Mast
passives
Pitchsystem
passives
Pitchsystem
Windgeschwindig- keit
und Spannung
Windgeschwindig- keit
und Spannung
Windgeschwindig- keit
und Spannung
max 166 (bei 40 m/s) N/S N/S
100
104
126
aus dem Wind
drehen
aus dem Wind
drehen
aus dem Wind
drehen
Blindlast
Blindlast
Blindlast
11,5 m Stahlrohr N/S N/S N/S
11,5 m Stahlrohr N/S N/S N/S
6 - 40 m
Stahlrohr, Vollbeton und
Holz
9 – 20 m variabel 50
Tabelle 5: Übersicht KWEAn, allgemeine Daten
WKA-Typ
Axeptor AG
AIRVVIN AV-R1
Axeptor AG
AIRVVIN AV-R2
Axeptor AG
AIRVVIN AV-R3
Axeptor AG
AIRVVIN AV-R4
Windtronics
BTPS 6500
easy wind gmbh
Easywind 6 AC
easy wind gmbh
Easywind 6 DC
Home Energy International
BVEnergy Ball V200
Fortis Wind Energy
Fortiz Alize
Fortis Wind Energy
Fortiz Montana
Fortis Wind Energy
Fortiz Passaat
Nheolis
Nheowind 3D50
Nheolis
Nheowind 3D100
Silent Future Tec
SFT-V4.2
preVent GmbH
Black 600
Generatorhersteller
und -typ
N/S N/S N/S
Spannungsüberwachung
Stromüberwachung
Generatorbauart Leistungsabgabe Generatorspannung Sicherheitssysteme
Axeptor Permanentmagnet ja 0-300VAC ja
Axeptor Permanentmagnet ja 0-300VAC ja
Axeptor Permanentmagnet ja 0-300VAC ja
Axeptor Permanentmagnet ja 0-300VAC ja
N/S N/S N/S 0-165 VDC N/S
N/S
asynchron
(polumschaltbar)
N/S asynchron
Permanentmagnet, 3phasig
Direktantrieb,
Permanentmagnet
Direktantrieb,
Permanentmagnet
Direktantrieb,
Permanentmagnet
netzparallel 400 V dreiphasig, 50 Hz N/S
Laderegler,
Wechselrichter
48 / 110 / 240 V (DC) N/S
N/S ja 110 / 230 V Sturmschutz
N/S Wechselrichter ausstattungsabhängig N/S
N/S N/S ausstattungsabhängig N/S
N/S N/S ausstattungsabhängig N/S
Permanentmagnet N/S N/S 0 – 600 V N/S
Permanentmagnet N/S N/S 0 – 600 V N/S
N/S N/S Wechselrichter 1-phasig 230V, 50 Hz N/S
preVent GmbH Permanentmagnet 600 W 12 / 24 / 48 V ja
37

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Tabelle 6: Übersicht KWEAn, allgemeine Daten und Herstellungsland.
WKA-Typ Hauptbremse 2. Bremse Hergestellt in (Land)
Axeptor AG
AIRVVIN AV-R1
Axeptor AG
AIRVVIN AV-R2
Axeptor AG
AIRVVIN AV-R3
Axeptor AG
AIRVVIN AV-R4
Windtronics
BTPS 6500
easy wind gmbh
Easywind 6 AC
easy wind gmbh
Easywind 6 DC
Home Energy International
BVEnergy Ball V200
Fortis Wind Energy
Fortiz Alize
Fortis Wind Energy
Fortiz Montana
Fortis Wind Energy
Fortiz Passaat
Nheolis
Nheowind 3D50
Nheolis
Nheowind 3D100
Silent Future Tec
SFT-V4.2
preVent GmbH
Black 600
Widerstandsbremse elektromagnetische Bremse N/S
Widerstandsbremse elektromagnetische Bremse N/S
Widerstandsbremse elektromagnetische Bremse N/S
Widerstandsbremse elektromagnetische Bremse N/S
dynamische Bremse dynamische Bremse
Marktübersicht Kleinwindenergieanlagen 2012
Kanada nach USA
verlegt
passives Pitchsystem Scheibenbremse Deutschland
passives Pitchsystem Scheibenbremse Deutschland
elektrisch N/S Niederlande
Kurzschlussschalter Überspannungskontrolle Niederlande
Kurzschlussschalter Überspannungskontrolle Niederlande
Kurzschlussschalter Überspannungskontrolle Niederlande
N/S N/S Frankreich
N/S N/S Frankreich
N/S N/S Östereich
elektronisch
Eklipse, manueller
Bremsschalter
China
38

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6.3 Einbeziehen von Winddaten für Düsseldorf
Marktübersicht Kleinwindenergieanlagen 2012
Die 15 gelisteten KWEAn werden nicht nur untereinander mit den angegebenen Kriterien
verglichen. Es soll auch die Wirtschaftlichkeit der Anlagen einbezogen werden. Dazu wird die
Amortisationszeit unter Einbeziehung von Winddaten und den damit entstehenden Erträgen
errechnet.
Die einbezogenen Winddaten werden in Form einer Häufigkeitsverteilung (siehe Abbildung
15) von vier Windmessstationen (FH Düsseldorf, Eulerstraße, Flughafen und Reisholz)
bereitgestellt. [Jan Steinberg, Bachelor Thesis 2012]
Häufigkeitsverteilung (01.01.2009-31.12.2011) [%]
40
35
30
25
20
15
10
5
Standort Eulerstraße, 30.Min.-Mittelwerte
Standort FHD, 30.Min.-Mittelwerte
Standort Flughafen, 30.Min.-Mittelwerte
Standort Reisholz, 30.Min.-Mittelwerte
0
0 5 10 15 20 25
Windgeschwindigkeit [m/s]
Abbildung 15: Häufigkeitsverteilung der vier Messstandorte in Düsseldorf.
Die weiteren Größen werden zu Beginn der Berechnungen festgelegt. Die Luftdichte wird mit
1,2 kg/m³ angenommen und bleibt im weiteren Verlauf der Untersuchungen gleich. Der
Strompreis kann variabel verändert werden, um unterschiedliche Ertragsszenarien, für z.B.
steigende Strompreise, durchspielen zu können. Im weiteren Verlauf wird vom aktuellen
Strompreis (0,25€) ausgegangen. Die erhaltenen Häufigkeitsverteilungen sind in 1 m/s große
39

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Marktübersicht Kleinwindenergieanlagen 2012
Abschnitte eingeteilt. Diese Abschnitte bilden Windklassen und nach Multiplikation mit der
Jahresstundenzahl (8760) erhält man den prozentualen aufkommenden Wind der einzelnen
Windklasse. Dies ist für die Ertragsrechnung relevant. Somit wird in die Ertragsrechnung
genau einbezogen, welche Menge an Wind in welcher Geschwindigkeitskasse von der KWEA
geerntet werden kann.
6.3.1 Berechnung des Mittelwertes aus einer Häufigkeitsverteilung
Eine schwankende Windgeschwindigkeit hat einen zeitlichen Mittelwert, der als mittlere
Windgeschwindigkeit bezeichnet wird. Auch aus einer Häufigkeitsverteilung, vgl. Abbildung
16 lässt sich dieser Mittelwert errechnen, der in der Statistik als Erwartungswert bezeichnet
wird:
Abbildung 16: Häufigkeitsverteilung Eulerstr. 2010 mit Größen.
Mit der relativen Häufigkeit
h
i
gilt für die Berechnung des arithmetischen Mittelwertes
j
h
c c h c h c h .... c h ) . (Gl.5.1)
i1
i
i
ni
n
Haufigkeit [%]
i
16
14
12
10
8
6
4
2
0
0 5 10 15 20 25
c
i
Windgeschwindigkeit c [m/s]
oo
( 1 1 2 2
Häufigkeitsverteilung Eulerstr. 2010
Mittlere Geschwindigkeit 6 m/s
j
j
ni
n
40

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Folgende Größen wurden dabei verwendet:
n i = absolute Häufigkeit der Merkmalausprägung i c ,
h i = relative Häufigkeit der Merkmalsausprägung i c ,
n = Summe der absoluten Häufigkeiten,
j = Anzahl der Merkmalsausprägungen c i .
Marktübersicht Kleinwindenergieanlagen 2012
Aus der Häufigkeitsverteilung der Windgeschwindigkeiten an einem exemplarischen
Standort erhält man mit Gl. 5.1 eine durchschnittliche Geschwindigkeit. Die mittlere oder
durchschnittliche Geschwindigkeit bewertet die in Geschwindigkeitsklassen unterteilte
Häufigkeitsverteilung mit einer Kennzahl. So wird übersichtlich mit einem Wert dargestellt,
wie die vorhandene Häufigkeitsverteilung (in der vorliegenden Arbeit wurde jeweils mit 50
Geschwindigkeitsklassen von 0,5 bis 49,5 m/s gearbeitet) einzuschätzen ist.
Mittelwert
[m/s]
0,5
m/s
1,5
m/s
2,5
m/s
Tabelle 7: Mittelwert und Ausschnitt von Häufigkeitsverteilungen an verschiedenen Standorten jeweils
für das Jahr 2010.
In Tabelle 7 sind Daten von vier Messstandorten in Düsseldorf dargestellt. Zu den jeweiligen
Messstationen Eulerstraße (40 m Messhöhe, Gebäudehöhe 30 m), Flughafen (10 m Höhe
über Boden), Reisholz (22 m über Boden) und FH(19,7 m Messhöhe) wird ein Ausschnitt der
Häufigkeitsverteilung aus dem Jahr 2010 dargestellt. Durch die Errechnung der mittleren
Geschwindigkeit aus der relativen Häufigkeit (gemäß Gl.5.1) ist zu erkennen, dass
ausschließlich der Standort Eulerstraße eine exponierte mittlere Geschwindigkeit in Bezug zu
den anderen Standorten hat. Bei den drei anderen Standorten liegt die mittlere
Geschwindigkeit zwischen 1,7 m/s und 3,5 m/s. Das ist der Geschwindigkeitsbereich, bei der
die Anlaufgeschwindigkeiten der KWEAn liegen. Ferner ist der Ertrag einer Anlage in diesem
Geschwindigkeitsbereich verschwindend gering, da er sich ja proportional zur dritten Potenz
der Windgeschwindigkeit berechnet.
3,5
m/s
4,5
m/s
5,5
m/s
6,5
m/s
7,5
m/s
8,5
m/s
9,5
m/s
10,5
m/s
11,5
m/s
12,5
m/s
13,5
m/s
% % % % % % % % % % % % % % %
Euler2010 6 0,2 2,7 8,9 13,6 15,5 17,2 11,9 9,6 6,8 5,1 3,2 1,9 1,6 0,8 0,4
Flughafen2010 3,5 12,8 9,5 20,9 19,6 15,5 10,3 5,6 2,7 1,7 0,7 0,3 0,1 0 0 0
Reisholz2010 2 27,1 30,4 21,1 12 5,7 2,4 0,8 0,2 0,1 0 0 0 0 0 0
FHD2010 1,7 28,6 37,2 21,7 8,6 2,8 0,8 0,2 0 0 0 0 0 0 0 0
14,5
m/s
41

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Um einen Ertragsvergleich machen zu können, wird in Abbildung 17: Häufigkeits- und
Gaussverteilung zu der Häufigkeitsverteilung Eulerstr. 2010 eine Gaussverteilung um die
gleiche mittlere Geschwindigkeit aufgetragen. Der Vergleich zur Häufigkeitsverteilung soll
mit einer Verteilung dargestellt werden, die einen deutlich anderen Verlauf hat. Dafür wurde
eine spitze Gaussverteilung gewählt. Es soll betrachtet werden, ob und wie sich der
Jahresertrag mit einer anderen Verteilung aber derselben mittleren Geschwindigkeit
verändert
relative Häufigkeit [%]
11
10
9
8
7
6
5
4
3
2
1
Abbildung 17: Häufigkeits- und Gaussverteilung.
Mit folgenden weiteren Annahmen ist es nun möglich, den Ertrag einer KWEA an einem
bestimmten Standort in einer bestimmten Höhe zu prognostizieren. Der Standort beinhaltet
die Häufigkeitsverteilung der Windgeschwindigkeit und die KWEA hat mit ihrer Größe (Mast
+ Rotorradius = 10 m Höhe wegen Genehmigungsfreistellung) Einfluss auf die mögliche
Aufstellhöhe.
aus synthetischer Gaussverteilung (sigma=0.9)
Eulerstr. 2010
0
0 5 10 15
Windgeschwindigkeit c [m/s]
oo
In Abbildung 18: Ertragsvergleich Eulerstr. 2010 reale Häufigkeits- und Gaussverteilung ist
der Ertragsvergleich für die Eulerstr. Im Jahr 2010 dargestellt. Man kann gut erkennen, dass
die reale Häufigkeitsverteilung einen höheren Ertrag bringt. Die Unterschiede der beiden
Verteilungen liegen je nach KWEA bei 5 % bis 70 %. Der Unterschied kann durch die höheren
42

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Windgeschwindigkeiten der Häufigkeitsverteilung zu Stande kommen. In den höheren
Geschwindigkeitsbereichen sind geringe Häufigkeiten schon sehr ertragsreich. Die
Gaussverteilung hingegen kann nur den Ertrag bis ca. 10 m/s abdecken.
Ertrag [kWh/a]
30000
25000
20000
15000
10000
5000
0
Abbildung 18: Ertragsvergleich Eulerstr. 2010 reale Häufigkeits- und Gaussverteilung.
Da die bodennahe Grenzschicht in der doppelt–logarithmischen Darstellung praktisch linear
verläuft, können mit dem vereinfachten logarithmischen Geschwindigkeitsgesetz, vgl.
Schade/Kunz (2006)[1] oder [www-a], die Windgeschwindigkeiten für bestimmte Höhen
extrapoliert werden., siehe Abbildung 19,
c
h
korrigiert 0,
4
korrigiert cmess
( ) . (Gl.5.1)
hmess
Die Genauigkeit von Gl.5.1 reicht für Höhen bis 200m aus. Der Exponent (0,4) wird auf Grund
der Bodenbeschaffenheit angenommen. Exponent (kappa=0,4) = Gelände mit großen
ungleichmäßigen gestreuten Hindernissen, z.B. die Zentren der großen Städte, stark
unebenes Gelände mit vielen hohen Hindernissen, wie Bäume etc. vgl.
Kleemann/Meliß(1993)/1/.
Häufigkeitsverteilung
Gaussverteilung
43

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Abbildung 19: Windprofil mit kappa=0,4, für die Beispielanlagen Fortis Alice und Black 600 sind die
Werte eingetragen wie für den Standort Eulerstraße mit einer Messhöhe von 40 m bei 30m Gebäudehöhe.
In Abbildung 19 ist in einem Windprofil eine Extrapolation der Geschwindigkeit für die
Anlagenhöhe dargestellt. In dem Windprofil wird der relevante Bereich für eine KWEAn -
Installation in der Eulerstraße dargestellt. In diesem Bereich werden zusätzlich die KWEAn
Fortis Alice und Black 600 dargestellt.
Beispiel:
Fortis Alice auf einem vorhandenen Gebäude an der Eulerstraße mit den Winddaten
von2010:
Mittlere Geschwindigkeit aus der Häufigkeitsverteilung ( c mess ): 6 m/s,
Mess-Höhe Eulerstraße( h mess ): 40 m,
Radius Rotor: 3,2 m,
Höhe Gebäude( h ): 30 m,
korrigiert1
Höhe Mast( h ): 6,80 m,
korrigiert2
(Genehmigungsfrei bis 10m, d.h. 10m – Radius Rotor = Höhe Mast),
c korrigiert
h [m]
50
45
40
35
30
25
20
15
10
5
0
-1 1 3 5 7
c [m/s]
30m
6,
80m
6m/
s (
)
40m
0, 4
5,
77m
/ s
.
Windprofil (theoretisch
kappa=0,4)
relevanter Bereich
Eulerstraße
Messhöhe
Fortis Alice
Black 600
44

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Die Rechnung zeigt, dass bei einer Installation der Fortis Alice auf dem 30 m hohen Gebäude
an der Eulerstraße eine mittlere Geschwindigkeit von 5,77 m/s herrscht. Die 36,8 m ergeben
sich aus der Gebäudehöhe, den 10 m die von der Gebäudeoberkante bis zur Blattspitze der
Anlage nicht überschritten werden dürfen und dem Radius der Anlage.
Durch Umstellen der Formel (Gl.5.1)
1
0,
4
ckorrigiert
hkorrigiert hmess
(
)
(Gl.5.2)
c
mess
kann für die erhaltene mittlere Geschwindigkeit von 5,77 m/s ein Vergleich zu den anderen
drei Messstandorten berechnet werden. In dem Vergleich (siehe Tabelle 8) ist zu erkennen,
auf welcher Höhe an den übrigen Standorten die KWEA installiert werden müssten, um von
einer mittleren Geschwindigkeit von 5,77 m/s angeströmt zu werden.
Mittlere
Geschwindigkeit Mess-Höhe Anlagen-Höhe
Standort /Anlage [m/s] [m] [m]
Euler2010 Bsp.: Fortis Alice 6,0 40,0 36,8
Flughafen2010 Bsp.: Fortis Alice 3,5 10,0 34,3
Reisholz2010 Bsp.: Fortis Alice 2,0 22,0 306,0
FHD2010 Bsp.: Fortis Alice 1,7 19,7 398,0
Tabelle 8: Höhe für Standorte bei gleicher mittlerer Geschwindigkeit, exemplarische Anlage Fortis Alice.
Die Ergebnisse für die Beispielanlage Black 600 an den oben genannten vier Messstandorten
bei einer mittleren Geschwindigkeit von 5,92 m/s zeigt Tabelle 9.
Mittelwert Mess-Höhe Anlagen-Höhe
Standort /Anlage [m/s] [m] [m]
Euler2010 Bsp.: Black 600 6,0 40,0 39,2
Flughafen2010 Bsp.: Black 600 3,5 10,0 36,5
Reisholz2010 Bsp.: Black 600 2,0 22,0 326,0
FHD2010 Bsp.: Black 600 1,7 19,7 425,0
Tabelle 9: Höhe für Standorte bei gleicher mittlerer Geschwindigkeit, exemplarische Anlage Black 600.
In den Tabelle 8 & 9 ist bei den Standorten FH und Reisholz zu erkennen, dass eine KWEA in
über 300m Höhe installiert werden müsste, um eine mittlere Geschwindigkeit von 5,77 m/s
bzw. 5,92 m/s zu erreichen. Da die Genauigkeit der Gl.5.1 nur bis 200m gewährleistet ist,
könnten die Ergebnisse nicht exakt sein. Dennoch ist dadurch zu erkennen, dass eine
45

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Installation an den beiden Standorten aufgrund der errechneten Höhe nicht in Frage kommt.
Eine Innerstädtische Installation in 300 m ist unrealistisch.
6.3.2 Ertragsrechnung mit Winddaten
Für die Ertragsrechnungen der einzelnen KWEAn, muss nun die Leistungskurve jeder Anlage
in einem Diagramm dargestellt werden. Dafür werden Daten von Geschwindigkeit und der
dazugehörigen Leistung aus den Herstellerangaben entnommen. Als Beispiel die KWEA
Axeptor AV – R1 in Abbildung 20.
Abbildung 20: Herstellerleistungskurve AV - R1.
Aus den entnommenen Herstellerdaten wird eine neue Leistungskurve generiert. Diese
Kurve wird mit 10 Herstellerdaten als Stützstellen interpoliert. Außerdem wird in den Kurven
die Abschaltgeschwindigkeit integriert, so dass die Leistungskurve bei Abschaltung der KWEA
gegen Null geht. (siehe Abbildung 21). Die Darstellung der Leistungskurve soll somit
möglichst genau sein, um eine exakte Ertragsrechnung durchführen zu können.
Zusätzlich wird in Abbildung 21 die theoretisch maximale Windleistung und die theoretische
Leistung nach Betz dargestellt. Das hat den Vorteil, dass auf den ersten Blick eine
Beurteilung bezüglich der Anlagenlauslegung abgegeben werden kann. Umso näher die
Leistungskennlinie an die Betz-Kurve herankommt, desto größer ist der Wirkungsgrad der
KWEA. Allerdings darf die Leistungskurve nicht oberhalb der Betz-Kurve liegen, da dies
bedeuten würde, dass der Wirkungsgrad der Anlage größer 100% wäre. Somit ist man durch
46

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die graphische Darstellung in der Lage, mit einem Blick eine erste Plausibilitätsprüfung
durchzuführen.
Leistung der Anlage P [kW]
2
1.8
1.6
1.4
1.2
1
0.8
0.6
0.4
0.2
Anlage 01 AIRWIND AV-R1
0
0 5 10 15 20 25 30 35
P
oo
40 45 50
Windgeschwindigkeit c [m/s]
oo
Abbildung 21: Anlagenleistung in Abhängigkeit von Windgeschwindigkeit, Detail: Leistung gemäß
Datenblatt mit Abschaltgeschwindigkeit.
In Abbildung 22 ist nun genau das oben angesprochene Problem zu erkennen: Die
Leistungskurve der Anlage BTPS 6500 liegt nicht nur oberhalb der Theorie von Betz, sondern
sogar oberhalb der theoretischen Windleistung.
Leistung der Anlage P [kW]
0.8
0.7
0.6
0.5
0.4
0.3
0.2
0.1
0
Anlage 05 BTPS 6500
Herstellerangabe
Herst.interpoliert
P Betz
Herstellerangabe
Herst.interpoliert
P Betz
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
Windgeschwindigkeit c [m/s]
oo
Abbildung 22: Anlagenleistung in Abhängigkeit von Windgeschwindigkeit, Detail: Leistung gemäß
Datenblatt höher als theor. Leistung.
P oo
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Das Problem der „zu guten Leistungskurve“ kann zwei Ursachen haben:
Zum einen, dass die Daten des Herstellers falsch übertragen worden sind und zum zweiten,
dass der Hersteller seine KWEA besser machen wollte, als sie ist oder die Rotorfläche falsch
einbezogen worden ist. Die Übertragung der Anlagendaten wurde mehrfach überprüft und
als korrekt befunden. Damit bleibt die Unterstellung, dass die Anlagendaten des Herstellers
besser dargestellt werden als sie sind, um einen höheren Ertrag vorzugeben. Leider ist auch
nicht so einfach in Erfahrung zu bringen mit welcher Rotorfläche der Hersteller gerechnet
hat. Zum Belegen bzw. Widerlegen, müsste man sich mit dem Hersteller in Verbindung
setzen, um diese Thematik zu klären.
Durch die oben dargestellte prozentuale Häufigkeitsverteilung in Windklassen und der
generierten Herstellerleistungskurve ist es möglich, den Ertrag der KWEAn zu errechnen.
Dabei wird die Leistungskurve der einzelnen KWEA mit der Häufigkeitsverteilung
multipliziert. Man erhält den geernteten Ertrag in kWh. Um den Ertrag in € zu erhalten, muss
der Strompreis multipliziert werden. Es wird mit dem aktuellen Strompreis von etwa
0,25€/kWh gerechnet, da von einer vollständigen Eigennutzung der erzeugten Energie
ausgegangen wird.
Mittels der vorgenommenen Programmierung ist es möglich, dass Häufigkeitsverteilungen
von anderen Standorten einfach eingelesen werden können und der „neue“ Ertrag der
Anlagen dargestellt wird.
6.4 Amortisation unter Einbeziehung von Ertrag und anfallenden Kosten
Für die Errechnung der Amortisation ist der Ertrag in € ein ausschlaggebender Faktor (siehe
Gl.2.1). Ein weiterer Faktor sind die Gesamtkosten. Die Gesamtkosten stellen sich aus
Anlagenpreis, Genehmigungskosten und Installationskosten zusammen, vgl. Abbildung 23.
48

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Preis [€]
100.000 €
90.000 €
80.000 €
70.000 €
60.000 €
50.000 €
40.000 €
30.000 €
20.000 €
10.000 €
0 €
Abbildung 23: Kostengliederung der Anlagen.
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In den Kosten sind mit Genehmigungskosten und Installationskosten zwei Positionen
enthalten, über die keine genauen Angaben zur Verfügung stehen. Daher ist es notwendig,
sich den Kosten über eine Plausibilitätsbetrachtung so realistisch wie möglich anzunähern.
Die Installationskosten der KWEAn BTPS 6500 und SFT-V4.2 sind bekannt. Die Kosten wurden
unter Vorbehalt telefonisch von einem Vertrieb benannt. Die Installationskosten hängen
immer von den individuellen örtlichen Gegebenheiten ab. Aufgrund der wenigen
Informationen bezüglich der Installationskosten müssen die Kosten für die übrigen KWEAn
plausibel festgelegt werden. Die Installationskosten und Anlagenkosten liegen bei der Fortis
Alice (größer 4 kW) bei ca. 160% in Bezug auf die Anlagenkosten, bei der BTPS 6500 (kleiner
4 kW) liegen sie bei ca. 130%.
Kosten Genehmigung [€]
Kosten Installation [€]
Kosten Anlage [€]
Als begründete Annahme wird der Anschaffungspreis aller KWEAn kleiner 5 kW mit einem
Faktor von 1,3 multipliziert um den Anlagenpreis mit Installation zu erhalten. Die
Anlagenkosten aller KWEAn größer 5 kW werden mit 1,6 multipliziert.
49

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Abbildung 24: Faktor für Anlagenpreis mit Installation.
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Da nur zwei Genehmigungsbeispiele (siehe Seite 23 & 24) zur Verfügung standen, sind auch
nur zwei konkrete Genehmigungskosten bekannt. Diese beiden Beispiele werden als
Grundlage für weitere Kosteneinschätzung genommen. Plausibel wird bei KWEAn die größer
als 10 kW sind, ein Genehmigungspreis von 14000€ angenommen. KWEAn die kleiner als 2
kW sind, werden mit 2000€ festgelegt.
Genehmigungskosten
Faktor für Anlagenpreis mit Installation
1,8
1,6
1,4
1,2
1
0,8
0,6
0,4
0,2
0
€15.000
€14.000
€13.000
€12.000
€11.000
€10.000
€9.000
€8.000
€7.000
€6.000
€5.000
€4.000
€3.000
€2.000
€1.000
€0
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
Anlagengröße [kW]
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
Anlagengröße [kW]
Abbildung 25: Kategorien Genehmigungskosten.
Durch den oben angegebenen Jahresertrag in Euro und den Gesamtkosten ist es möglich, die
statische Amortisationsdauer der KWEAn zu errechnen (siehe Gl.2.1). Mit zusätzlichen
50

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Angaben von Zins und Wartungskosten kann auch die dynamische Amortisation dargestellt
werden (siehe Gl. 2.2).
Die dynamische Amortisationszeit ist immer größer als die statische. Bei der Berechnung
verschiedener Windszenarien für die 15 Beispielanlagen wurden dynamische
Amortisationszeiten berechnet, die kleiner waren als die statischen. Eine Ursachensuche
zeigt, dass bei besonders niedrigen Erträgen und hohen Anlagenkosten sehr hohe
Amortisationszeiten berechnet werden.
Die Berechnung der dynamischen Amortisationszeit hat je nach Anlagenpreis, Ertrag und
Zins eine natürliche Grenze: Die Amortisation einer KWEA kann sich überhaupt nur dann
einstellen, wenn der jährliche Ertrag größer ist als die jährlichen Zinszahlungen auf den
Anlagenpreis, d.h. wenn der Betreiber mehr Geld einnimmt, als er für Rückzahlungen des
Kredites ausgeben muss. Für Anlagen bzw. Standorte, wo diese Bedingung nicht erfüllt ist,
kann eine dynamische Amortisationszeit gar nicht erst angegeben werden, weil sich eine
solche Anlage niemals rechnen wird.
Der Strompreis kann variabel geändert werden, um den Einfluss auf den Ertrag und der
damit verbundenen Amortisation beurteilen zu können.
Durch die Energieeinsparkosten kann der Preis/kWh errechnet werden (siehe Gl.2.3), der
einen Vergleich mit anderen erneuerbaren Energien ermöglicht.
Die Ertrags- und Amortisationsrechnungen werden in den Tabelle 9 & 10 für alle 15 KWEAn,
die in die engere Auswahl gekommen sind, dargestellt. Dabei sind die
Häufigkeitsverteilungen von Windmessungen an den Düsseldorfer Standorten, Eulerstraße,
Reisholz, FH und Flughafen im Jahr 2010 Berechnungsgrundlage.
51

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Tabelle 9: Ertrags- und Amortisationsergebnisse der verschiedenen Messstationen und KWEAn 1 - 7.
AIRWIND AV-R1 AIRWIND AV-R2 AIRWIND AV-R3 AIRWIND AV-R4 BTPS 6500 Easywind 6 AC Easywind 6 DC
Anlagennummer 1 2 3 4 5 6 7
Durchmesser [m] 2,6 3,3 4,19 5,6 1,82 6 6
Vertikalachser Rotorhöhe[m] 2,2 3,3 4,3 6,42 0 0 0
Flaeche [m^2] 5,72 10,89 18,02 35,95 2,60 28,27 28,27
Masthöhe[m] (Anlage > 10m) 7,8 6,7 5,7 3,58 8,18 4 4
P_nenn [kW] 1,6 3,2 6 12 2,5 6 7,5
Einschaltgesch. [m/s] 1,8 1,8 1,8 1,8 1,8 3 3
Abschaltgeschwindigkeit [m/s] 10 10 10 11 17 11 12
c_nenn m/s] 45 45 45 45 34 50 50
cp_nenn 0,85 0,83 0,86 0,74 0,74 0,46 0,38
Anlagenpreis 17628 27544 57700 100674 11578 24000 51408
Mast und Aufbau 0 0 0 0 0 15986 0
Genehmigung 7000 11500 11500 14000 7000 7000 11500
Gesamtkosten 24628 39044 69200 114674 18578 46986 62908
Eulerstraße (Messhöhe: 40 m)
Ertrag [kWh/a] 4.913
11.249
16.709
28.521 3.197 14.465 14.465
Ertrag / Jahr [€] 1.228
2.812
4.177
7.130 799
3.616
3.616
Ertrag/Fläche [(kWh/m^2)/a] 859
1.033
927
793 1.229
512
512
Amortisation statisch 20,0
13,9
16,6
16,1 23,2
13,0
17,4
Amortisation dynamisch 35,2
19,3
25,2
24,1 48,8
17,6
27,3
Energieeinsparkosten 0,35
0,24
0,29
0,28 0,41
0,23
0,31
cp bei 6m/s
Eulerstraße Gauss
0,77
1,22
0,86
0,57 1,28
0,53
0,53
Ertrag [kWh/a] 3.957
10.633
13.162
17.453 2.683 11.201 11.201
Ertrag / Jahr [€] 989
2.658
3.291
4.363 671
2.800
2.800
Ertrag/Fläche [(kWh/m^2)/a] 692
976
731
485 1.031
396
396
Amortisation statisch 24,9
14,7
21,0
26,3 27,7
16,8
22,5
Amortisation dynamisch 59,6
21,0
38,7
73,4 101,3
25,7
44,9
Energieeinsparkosten 0,44
0,26
0,37
0,46 0,49
0,30
0,40
cp bei 6m/s
Flughafen (Messhöhe: 10 m)
0,77
1,22
0,86
0,57 1,28
0,53
0,53
Ertrag [kWh/a] 609
1.492
1.958
2.983 448
1.644
1.644
Ertrag / Jahr [€] 152
373
490
746 112
411
411
Ertrag/Fläche [(kWh/m^2)/a] 107
137
109
83 172
58
58
Amortisation statisch 161,7
104,7
141,4
153,8 165,9
114,3
153,1
Amortisation dynamisch - - - - - - -
Energieeinsparkosten 2,84
1,84
2,49
2,71 2,92
2,01
2,69
cp bei 6m/s
Reisholz (Messhöhe: 22 m)
0,77
1,02
0,86
0,57 1,28
0,53
0,53
Ertrag [kWh/a] 188
452
540
891 188
413
413
Ertrag / Jahr [€] 47
113
135
223 47
103
103
Ertrag/Fläche [(kWh/m^2)/a] 33
42
30
25 72
15
15
Amortisation statisch 524,8
345,4
512,7
514,5 396,3
454,8
608,9
Amortisation dynamisch - - - - - - -
Energieeinsparkosten 9,23
6,08
9,02
9,05 6,97
8,00
10,71
cp bei 6m/s
FH D (Messhöhe: 19,7 m)
0,77
0,82
0,86
0,57 1,28
0,53
0,53
Ertrag [kWh/a] 664
1.485
1.732
3.509 788
1.186
1.186
Ertrag / Jahr [€] 166
371
433
877 197
297
297
Ertrag/Fläche [(kWh/m^2)/a] 116
136
96
98 303
42
42
Amortisation statisch 148,4
105,2
159,8
130,7 94,3
158,4
212,1
Amortisation dynamisch - - - - - - -
Energieeinsparkosten 2,61
1,85
2,81
2,30 1,66
2,79
3,73
cp bei 6m/s 0,77
0,74
0,86
0,57 1,28
0,53
0,53
52

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Tabelle 10: Ertrags- und Amortisationsergebnisse der verschiedenen Messstationen und KWEAn 8 - 15.
Energy Ball V200 Fortis Alice Fortis Montana Fortis Passat Nheowind 3D50 Nheowind 3D100 SVT-V4.2 Black600
Anlagennummer 8 9 10 11 12 13 14 15
Durchmesser [m] 1,98 6,4 5 3,12 2,8 4 4 1,6
Vertikalachser Rotorhöhe[m] 0 0 0 0 0 0 4 0
Flaeche [m^2] 3,08 32,17 19,63 7,65 6,16 12,57 16,00 2,01
Masthöhe[m] (Anlage > 10m) 8,02 3,6 5 6,88 7,2 6 6 8,4
P_nenn [kW] 2,3 10 5,6 1,4 1,5 3,5 4,2 0,6
Einschaltgesch. [m/s] 3 3 2,5 3 2,5 1,8 3 1,8
Abschaltgeschwindigkeit [m/s] 19 12 14 16 12 12 11,3 11
c_nenn m/s] 23 50 50 50 30 30 13 50
cp_nenn 0,03 0,56 0,18 0,04 0,09 0,2 0,52 0,64
Anlagenpreis 7580 43453 14843 6652 16900 23400 20111 2145
Mast und Aufbau 0 0 0 0 0 0 0 0
Genehmigung 7000 14000 11500 7000 7000 7000 11500 2000
Gesamtkosten 14580 57453 26343 13652 23900 30400 31611 4145
Eulerstraße
Ertrag [kWh/a] 1.535,95 21.076,61 9.356,06 2.694,55 2.977,20
6.026,22 8.285,85 1.549,74
Ertrag / Jahr [€] 383,99 5.269,15 2.339,01 673,64
744,30
1.506,55 2.071,46 387,44
Ertrag/Fläche [(kWh/m^2)/a] 498,83 655,17
476,50 352,44
483,51
479,55 517,87 770,78
Amortisation statisch 37,97 10,90
11,26 20,27
32,11
20,18 15,26 10,70
Amortisation dynamisch 96,87 13,97
14,57 35,91
109,66
35,61 22,20 13,64
Energieeinsparkosten 0,67 0,19
0,20
0,36
0,56
0,35 0,27 0,19
cp bei 6m/s
Eulerstraße Gauss
0,37 0,74
0,50
0,38
0,35
0,36 0,50 0,65
Ertrag [kWh/a] 1.008,14 16.824,12 7.316,52 2.333,83 1.791,33
3.527,65 6.481,03 1.215,83
Ertrag / Jahr [€] 252,03 4.206,03 1.829,13 583,46
447,83
881,91 1.620,26 303,96
Ertrag/Fläche [(kWh/m^2)/a] 327,42 522,98
372,63 305,26
290,92
280,72 405,06 604,71
Amortisation statisch 57,85 13,66
14,40 23,40
53,37
34,47 19,51 13,64
Amortisation dynamisch 91,32 18,90
20,39 49,68
91,41
102,19 33,38 18,86
Energieeinsparkosten 1,02 0,24
0,25
0,41
0,94
0,61 0,34 0,24
cp bei 6m/s
Flughafen
0,37 0,74
0,50
0,38
0,35
0,36 0,50 0,65
Ertrag [kWh/a] 149,33 2.385,40 1.148,46 314,87
299,55
681,17 1.002,13 180,74
Ertrag / Jahr [€] 37,33 596,35
287,12 78,72
74,89
170,29 250,53 45,19
Ertrag/Fläche [(kWh/m^2)/a] 48,50 74,15
58,49 41,18
48,65
54,21 62,63 89,89
Amortisation statisch 390,54 96,34
91,75 173,43
319,15
178,52 126,18 91,73
Amortisation dynamisch - - - - - - - -
Energieeinsparkosten 6,87 1,69
1,61
3,05
5,61
3,14 2,22 1,61
cp bei 6m/s
Reisholz
0,37 0,74
0,50
0,38
0,35
0,36 0,50 0,65
Ertrag [kWh/a] 35,43 604,82
366,31 79,59
83,92
241,28 265,27 51,31
Ertrag / Jahr [€] 8,86 151,20
91,58 19,90
20,98
60,32 66,32 12,83
Ertrag/Fläche [(kWh/m^2)/a] 11,51 18,80
18,66 10,41
13,63
19,20 16,58 25,52
Amortisation statisch 1.645,85 379,97
287,66 686,11 1.139,14
503,98 476,66 323,16
Amortisation dynamisch - - - - - - - -
Energieeinsparkosten 28,95 6,68
5,06 12,07
20,04
8,87 8,38 5,68
cp bei 6m/s
FH D
0,37 0,74
0,50
0,38
0,35
0,36 0,50 0,65
Ertrag [kWh/a] 93,12 1.625,94 1.246,63 208,03
274,51
929,04 775,36 171,23
Ertrag / Jahr [€] 23,28 406,49
311,66 52,01
68,63
232,26 193,84 42,81
Ertrag/Fläche [(kWh/m^2)/a] 30,24 50,54
63,49 27,21
44,58
73,93 48,46 85,16
Amortisation statisch 626,28 141,34
84,53 262,51
348,26
130,89 163,08 96,83
Amortisation dynamisch - - - - - - - -
Energieeinsparkosten 11,02 2,49
1,49
4,62
6,13
2,30 2,87 1,70
cp bei 6m/s 0,37 0,74
0,50
0,38
0,35
0,36 0,50 0,65
Durch die schlechte statische Amortisationsdauer an den Standorten FH, Flughafen und
Reisholz wird die dynamische Amortisaton der KWEAn an diesen Standorten nicht
angegeben.
Der durchschnittliche Jahresertrag zur Errechnung der Amortisation wird im folgenden
Diagramm (Abbildung 26) dargestellt. Es wird aus den vier Messstationen in Düsseldorf der
durchschnittliche Ertrag errechnet. Dieser wird in dem Balkendiagramm aufgetragen, der
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maximale (Messstation Eulerstraße) und minimale (Messstation FH) Ertrag werden als
Maxima und Minima integriert. Somit kann der Ertragsbereich abgelesen werden.
Abbildung 26: Diagramm Jahresertrag.
Das Diagramm macht deutlich, dass die Messstationen zu unterschiedliche Windmesswerte
haben. Das bedeutet, dass die daraus entstehenden Erträge zu weit auseinander liegen, um
diese ordentlich miteinander vergleichen zu können. Die Messstandorte Flughafen, Reisholz
und FH sind zu schlecht und geben damit kein repräsentatives Ergebnis für eine
innerstätische Nutzung von KWEAn ab, vgl. Tabellen 9 & 10 in denen die Erträge für die
unterschiedlichen Standorte abzulesen sind.
Im folgendem werden der Ertrag und die Amortisationszeiträume der einzelnen KWEAn für
die Messstation Eulerstraße, als beste innerstädtische Reverenz, separat betrachtet. Das
Ertrags- und Amortisationsdiagramm werden mit +/- 20% Fehlerindikatoren dargestellt. Das
bedeutet, es soll eine positive bzw. negative Windabweichung von je 20% in den
dargestellten Ertragsbalken aufgezeigt werden und eine damit mögliche verbundene
Abweichung der Amortisationsdauer von +/- 20%. Damit kann an dem Messstandort ein
möglicher Windunterschied mit seinen Folgen bezogen auf die Amortisationsdauer
verdeutlicht werden.
54

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Ertrag [kWh/a]
35000
30000
25000
20000
15000
10000
5000
0
Abbildung 27: Ertrag [kWh/a] Eulerstraße +/- 20% Fehlerindikatoren
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Der in Abbildung 27 zu sehende Ertrag ist ein ausschlaggebender Faktor für die folgende
Amortisationsrechnung in Abbildung 28. Der über die Häufigkeitsverteilung des Windes
erhaltene Ertrag in kWh/a wird nun mit dem aktuellen Strompreis von 0,25€/kWh
multipliziert um den Jahresertrag in Euro zu erhalten. Durch die oben angegebenen
Gesamtkosten der KWEAn, vgl. Abbildung 23 und dem nun erhaltenen Jahresertrag kann die
statische Amortisationsdauer der KWEAn errechnet werden, vgl. Gl.2.2. In der folgenden
Abbildung 28 wird die Amortisationsdauer der KWEAn mit einer jeweils 20 %igen positiven
bzw. negativen Abweichung aufgezeigt.
Eulerstraße Ertrag [kWh/a]
55

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45
40
35
30
25
20
15
10
5
0
Abbildung 28: Amortisation Eulerstraße +/- 20% Fehlerindikatoren.
Marktübersicht Kleinwindenergieanlagen 2012
In Abbildung 28 ist zu erkennen, dass von fünf KWEAn (Airwind AV-R2, Easywind 6 AC, Fortis
Alice, Fortis Montana und Black 600) die Amortisationsdauer in Bezug auf die
Häufigkeitsverteilung an der Eulerstraße aus dem Jahr 2010, zwischen zehn und 15 Jahren
liegt. Mit einem solch positiven Ergebnis wurde zu Beginn dieser Ausarbeitung nicht
gerechnet.
6.5 Energieeinsparkosten
Ein weiterer guter Vergleichswert sind die Energieeinsparkosten, vgl. Gl.2.3. In diesem
Vergleichswert ist es zum einen möglich, die Energieeinsparkosten mit dem aktuellen
Strompreis und zum anderen, mit den Energieeinsparkosten anderer erneuerbarer Energien
zu vergleichen. Die Energieeinsparkosten der einzelnen KWEAn reichen von 0,19€/kWh bis
0,67€/kWh, vgl. Tabellen 9 & 10. In Abbildung 29 werden die beiden
Energieeinsparbereiche, Photovoltaik (PV) und KWEA, gegenübergestellt und mit dem
aktuellen Strompreis verglichen.
56

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Abbildung 29: Energieeinsparkosten von KWEA an der Eulerstraße und PV sowie der aktuelle
Strompreis.
Die Abbildung 29 soll zeigen, dass fünf der untersuchten KWEAn mit ihren
Energieeinsparkosten, die am Standort Eulerstraße ermittelt wurden sind, unterhalb des
aktuellen Strompreises liegen. Bei drei der fünf Anlagen ist zu erkennen, dass sie mit ihren
Energieeinsparkosten im Bereich der Energieeinsparkosten von Photovoltaikanlagen liegen,
vgl. Frauenhofer Institut(2012)/1/. Je nach Entwicklung der KWEAn dürfte in Zukunft eine
Verbesserung der Energieeinsparkosten zu vermuten sein, sodass diese Kosten sich noch
deutlicher oder vielleicht sogar besser gegenüber dem Photovoltaik Bereich positionieren.
57

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6.6 Haupteinflussfaktoren
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Bei der Betrachtung der Haupteinflussfaktoren kommen drei wesentliche Faktoren in Frage:
6.6.1 Einfluss auf den Preis /kWh
6.6.1.1 Subvention von KWEA
Eine Subvention der KWEA könnte die Anlagen für Betreiber wirtschaftlich machen; ähnlich
wie es zum Entwicklungsbeginn der Photovoltaikanlagen (PV-Anlagen) war.
Abbildung 30: Historische Einspeisevergütung für PV-Anlagen bis 30 kW Leistung (Erneuerbaren
Energien Gesetz EEG, 2012).
Wie in Abbildung 30 zu sehen ist, wurde bis 2010 der eingespeiste Strom mit bis zu
0,40€/kWh subventioniert. Im Bereich einer solchen Subvention ergibt sich ein erheblicher
Einfluss auf den Ertrag [€] und der damit verbundenen Amortisation der KWEA.
6.6.1.2 Energiekosten - Prognose und Aussicht
Nach unterschiedlichen Prognosen kann davon ausgegangen werden, dass bis zum Jahr 2020
die Energiekosten bis zu 20% ansteigen, vgl. [www-e]. Das würde bedeuten, dass der
aktuelle Strompreis von 0,25€ auf 0,30€/kWh ansteigt. Bis zum Jahr 2025 spricht man sogar
von einer Strompreissteigerung von bis zu 70% (0,42€/kWh) (0,35€/kWh), vgl. [www-f].
In Abbildung 31 werden die Erträge der KWEA [€] anhand der Strompreisprognosen und
einer Subvention 0,40€/kWh verglichen.
58

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Ertrag [€]
10000
9000
8000
7000
6000
5000
4000
3000
2000
1000
0
Abbildung 31: Ertragsänderung bei Strompreiserhöhung oder Subvention.
Marktübersicht Kleinwindenergieanlagen 2012
Wie in Abbildung 31 zu erkennen ist hat eine Strompreiserhöhung von 0,42€/kWh oder
Subvention in diesem Preisrahmen pro kWh mit einer Ertragssteigerung [€] von über 50%
verbunden. Eine Erhöhung des Strompreises oder eine Subvention von KWEAn hat einen
Einfluss auf die Amortisationsdauer der KWEAn. Durch die komplette eigene Nutzung des
Stromes, von der ausgegangen wird, verringert sich durch die Preiserhöhung die
Amortisationszeit der KWEA.
Die Abbildung 32 zeigt, dass die Zeit für die KWEA spricht. In Zukunft, bei steigenden
Preisen, wird es durch die sinkende Amortisationsdauer immer lukrativer über KWEAn
nachzudenken.
Ertrag [€] Strompreis 0,25 €
Ertrag [€] Prognose 2020 Strompreis 0,30 €
Ertrag [€] Subvention Strompreis 0,40 €
Ertrag [€] Prognose 2025 Strompreis 0,42 €
59

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[a]
Abbildung 32: Amortisationszeit bei Strompreiserhöhung.
6.6.2 Anlagenpreis
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Die Investitionskosten von KWEAn sind nach Fachartikeln mit 3000 €/kW bis 7000 €/kW im
Gegensatz zu WEAn mit 900€/kW bis 1000€/kW sehr teuer, vgl. [www-g]. Allerdings hat die
Untersuchung der KWEAn ergeben, dass der Preis/kW noch höher als beschrieben liegen
kann. In der Abbildung 33 werden die Gesamtkosten pro maximaler Leistung in €/kW
dargestellt.
Preis [€/kW]
40
35
30
25
20
15
10
5
0
16.000 €
14.000 €
12.000 €
10.000 €
8.000 €
6.000 €
4.000 €
2.000 €
0 €
Amortisation statisch [a] 0,25 € Strompreis
Amortisation statisch [a] 0,30 € Prognose 2020
Amortisation statisch [a] 0,40 € Subvention
Amortisation statisch [a] 0,42 € Prognose 2025
Abbildung 33: Anlagenpreis pro kW Leistung.
60

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Marktübersicht Kleinwindenergieanlagen 2012
Wenn die Gesamtkosten/kW von KWEAn in Zukunft deutlich gesenkt werden kann, würde
dies ein großer Schritt in Richtung besserer Wirtschaftlichkeit sein.
Nicht nur die Anlagenkosten, sondern die Gesamtkosten einer KWEA bestimmen den
Amortisationszeitraum. In Abbildung 23 wurden bereits die Gesamtkosten der KWEA
dargestellt. Deutlich zu sehen ist, dass die Genehmigungskosten einen erheblichen Anteil in
den Gesamtkosten einnehmen. Das bedeutet, dass eine Vereinfachung bzw. Optimierung
der Genehmigungsverfahren ebenfalls einen Einfluss auf den Amortisationszeitraum haben.
6.6.3 Windgeschwindigkeit
Die Windgeschwindigkeit hat einen erheblichen Anteil am Ertrag der installierten KWEA.
Umso höher die KWEA installiert ist, desto mehr Wind kann „geerntet“ werden. Ebenfalls
auschlaggebend ist die innerstädtische Positionierung. Wie schon in der
Häufigkeitsverteilung in Abbildung 15 zu sehen ist, kann der Wind sehr unterschiedlich auf
die KWEAn wirken, vgl. Steinberg(2012)/1/.
Für einen hohen Ertrag sind Windverhältnisse in etwa wie an der Eulerstraße von Vorteil.
Stärkerer Wind würde sich weiter positiv auf den Ertrag auswirken. Bessere
Windverhältnisse erhält man auch bei einer höheren Installation der KWEA. Die in den
Abbildung 34 & 35 zu sehende Ertragsänderung basiert auf dem Düsseldorfer Standort
Eulerstraße und der KWEA Black 600, vgl. Steinberg(2012)/1/
Hoehe [m]
40
35
30
Achtung: Geschw.>30 m/s treten auf!!!
30min-Mittelwerte
10min-Mittelwerte
25
1100 1200 1300 1400 1500 1600 1700 1800
Ertrag [kWh/a]
Abbildung 34: Ertragsänderung bei höherer
Installation, absolut bei Black 600.
Hoehe [m] - Bezug 30m
10
5
0
30min-Mittelwerte
10min-Mittelwerte
-5
-20 -15 -10 -5 0 5 10 15 20 25 30
Ertragsänderung pro Jahr [%]
Abbildung 35:Ertragsänderung bei höherer
Installation, prozentual bei Black 600.
61

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Marktübersicht Kleinwindenergieanlagen 2012
In Abbildung 35 ist deutlich zu erkennen, dass eine höhere Installation von 10 m, eine
Ertragssteigerung von ca. 30 % nach sich zieht. Ziel sollte also sein, die KWEA an dem
ausgewählten Standort so hoch wie möglich, aber dennoch sicher, zu installieren.
Mittelungszeit der Daten:
Wenn vor einer KWEAn-Installation Windmessungen durchgeführt werden, ist die
Verarbeitung der Messdaten eine sehr sensible Angelegenheit.
Abbildung 36: Mittlere Windgeschwindigkeit über Zeit, Detail: Messperiode 24 Stunden, Vergleich von 5-
über 30-Minuten Mittelwerte.
Die Genauigkeit beträgt bei 30-Minutenmittelwerten ca. ±1 m/s. Das heißt für Absolutwerte
im Bereich von 5 m/s muss eine Ungenauigkeit von ± 20% eingerechnet werden, vgl.
Steinberg (2012)/1/. Es scheint, dass ein möglichst kleiner Minuten-Mittelwert eine
genauere Energieertragsrechnung ermöglicht. In Abbildung 37 ist zu erkennen, dass es bei
der Ertragsberechnung keinen Unterschied geben muss. Die positiven und negativen
Schwankungen gleichen sich aus. Detaillierte Analysen werden in der weiteren
Ausarbeitungen dargestellt, vgl. Steinberg(2012)/1. Der Einfluss ist von den individuellen
62

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Marktübersicht Kleinwindenergieanlagen 2012
Windgegebenheiten der einzelnen Standorte abhängig und muss dann gesondert überprüft
werden, vgl. Steinberg(2012)/1/
Ertrag [kWh/a]
2500
2000
1500
1000
500
0
1398
1388
Ertragsvergleich Black600 "Eulerstraße 2011 (Höhe 30m)"
6.09 m/s
mittlere Windgeschw.
927 927
1383 1386
10min-summiert 30min-summiert 10min Mittelw. 30min Mittelw. 10min Haeufig. 30min Haeufig.
Abbildung 37:Ertragsrechnung für die Black600 bei unterschiedlichen Mittelungs- und Berechnungsverfahren
am Beispiel des meteorologischen Windmessortes Düsseldorf/Eulerstraße.
63

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7 Ergebnis: Checkliste für Auswahl einer KWEA
Ergebnis: Checkliste für Auswahl einer KWEA 2012
Mit Hilfe der folgenden Checkliste Tabelle 11 soll das Auswahlverfahren für eine KWEA im
innerstädtischen Bereich vereinfacht werden. Die Checkliste ist in Kategorien aufgeteilt, in
denen Fragen gestellt werden. Die Fragen werden kommentiert und auf einen
innerstädtischen Beispielstandort in Düsseldorf angewendet. Damit sollen die erzielten
Ergebnisse der Ausarbeitung übersichtlich und vereinfacht dargestellt werden.
Als Testfall für einen innerstädtischen Standort für eine KWEA wurde folgender Standort
ausgewählt, von dem die unten aufgelisteten Daten bekannt sind:
Lage: Heinrich-Hertz-Berufskolleg
Redinghovenstraße 16
40225 Düsseldorf
Quelle: Google Maps
Quelle: Google Maps
Architektur: Bestandsgebäude,
6-geschossiger Flachdachbau
(Dachhöhe etwa 26,76m über Grund)
mit gut zugänglicher Dachfläche
Quelle: Bauplan der Landeshauptstadt Düsseldorf vom Heinrich Hertz Berufskolleg
Gebäudenutzung: Öffentliches Gebäude (Schule), Besitzer & Betreiber: Amt für
Gebäudemangement der Landeshauptstadt Düsseldorf
64

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Umfeld: siehe Bilder
Quelle: Google Maps
Quelle: Google Maps
Süd - westlich des Berufskolleg:
Wohngebäude bis 6 Geschosse, Flachdach
Quelle: Google Maps
Westlich des Berufskolleg:
Parkplatz mit Baumbepflanzung, dahinter
Wohnhäuser 2 Geschosse mit Giebel
Quelle: Google Maps
Nördlich des Berufskolleg:
Grünanlage mit Baumbepflanzung und
Wohnhäuser 4 Geschosse mit Giebel
Ergebnis: Checkliste für Auswahl einer KWEA 2012
Quelle: Google Maps
Quelle: Google Maps
Südlich des Berufskolleg:
Bürogebäude 5 Geschosse, Flachdach
Quelle: Google Maps
Nord - östlich des Berufskolleg:
Schule 5 Geschosse mit Flachdach,
dahinter weiteres Schulgebäude 1
Geschoss mit Flachdach
Quelle: Google Maps
Westlich des Berufskolleg:
Wohnhäuser bis 4 Geschosse mit Giebel
65

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Tabelle 11: Checkliste
Kategorie Fragen Antwort/Kommentar
Genehmigung
von KWEA
Ist die innerstädtische
Installation einer KWEA
möglich?
Wie ist die Gesetzeslage
bezüglich Genehmigung
für KWEA in NRW?
Wer ist am
Genehmigungsverfahren
beteiligt?
Wird das Bauamt
Unterlagen verlangen?
Ist es nicht mit sehr
hohem Arbeitsaufwand
verbunden, die
benötigten Unterlagen für
einen Bauantrag zu
beschaffen?
Was kostet die
Genehmigung?
Könnten weitere
Betrachtungen wichtig
sein?
Ergebnis: Checkliste für Auswahl einer KWEA 2012
ja
Seit 01.01.2012 ist
Verfahrensfreistellung bis 10m
über Dachkante möglich.
Kommune, Ämter, Nachbarn,
Hersteller und Betreiber
Bauamt könnte Unterlagen
anfordern, z.B. Statikgutachten,
Brandschutzgutachten,
Schallgutachten,
Landschaftsbildanalyse,
Schattenschlaggutachten und
/oder Stellungnahme der Ämter
wie z.B. Umweltamt
Kann und wird oft im
Komplettangebot von den
Herstellern angeboten
Nach Beispielen kann eine
Genehmigung bis zu 15000€
kosten. Bei den Beispielen gab
es noch keine
Verfahrensfreistellung bis 10m
Höhe über Dachkante.
Vibration auf dem Gebäude,
Kennzeichnung für den
Flugverkehr, Eiswurf,
Wasserbehörde
&Naturschutzamt und
Diskoeffekt
Anwendung auf
Beispielstandort:
Neubau Heinrich Hertz
Berufskolleg
Auf dem Dach des Neubaus
kann eine KWEA installiert
werden, deren oberste
Rotorblattspitze 10m über
Dachkannte nicht
überschreitet.
Amt für
Gebäudemanagement
sollte internen Kontakt
nutzen.
Nachbarn werden auf
Grund der Positionierung
und Höhe nicht gestört.
Könnte ggf.
verwaltungsintern geregelt
werden.
Muss nach der Auswahl
einer KWEA mit dem
Hersteller geklärt werden.
Könnte durch
Verfahrensfreistellung (weil
kleiner als 10m über der
Dachkante) und „interne“
Genehmigung deutlich
verringert werden.
Kennzeichnung für den
Flugverkehr ist nicht nötig,
da das Gebäude zu tief ist.
Durch Lotuseffekt soll kein
Wasser auf den Rotoren
stehen und somit der
Eiswurf verhindert werden.
Wasserbehörde und
Naturschutzamt muss nicht
informiert werden, da die
KWEA nicht in der Natur
installiert wird.
66

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Versicherung
von KWEA
Auswahl einer
konkreten
KWEA
Einbeziehung
von Winddaten
Können KWEA zusätzlich
versichert werden?
Welche Bereiche können
versichert werden?
Nach welchen Kriterien
können Anlagen für einen
Innenstadtstandort
ausgewählt werden?
Wie wird nach der
Vorauswahl weiter
priorisiert?
Wie kann die konkrete
Windsituation am
Standort berücksichtigt
werden?
Ergebnis: Checkliste für Auswahl einer KWEA 2012
ja .
Elektronikversicherung und
Betreiberhaftpflichtversicherung
Gewicht bis 2000 kg,
Nennleistung ab 0,5 kW,
Einschaltgeschwindigkeit bis 3
m/s, Abschaltgeschwindigkeit
ab 23 m/s, Installierte Anlagen
Weltweit min. 5 Anlagen
Es ist eine Wirtschaftlichkeitsbetrachtung
notwendig, bei der
folgende Faktoren
berücksichtigt werden müssen:
Jährliche Einnahmen:
Ertrag durch Wind,
abhängig vom Standort und
Installationshöhe
Jährliche Ausgaben:
Umlage von Anschaffungs-,
Installations- und
genehmigungskosten
Zinszahlungen
Versicherungskosten
Wartung
1) Abschätzung durch aus der
Literatur bekannte
Häufigkeitsverteilung für
bebautes Gebiet (ungenau)
2) Abschätzung durch
Messungen an bereits
bekannten
innerstädtischen
Standorten in Düsseldorf
(ungenau)
3) Messung am konkreten
Standort, möglichst 3
Monate und länger (genau)
4) Umrechnung bekannter
Messdaten (z.B. Dachkante)
auf neue Installationshöhe
(Mastspitze) – (genau)
Aufgrund unvorhersehbarer
Vorfälle im
innerstädtischen Bereich
sollte eine Betreiberhaft-
haftpflichtversicherung
(ca. 55€/a) abgeschlossen
werden.
Aus 90 KWEA von 0,1 bis 29
kW gemäß Branchenführer
KWEA vgl. Quelle:
Windenergieanlagen 2011,
bleiben mit diesen Kriterien
13 Anlagen für den
Düsseldorfer Standort übrig
wird für 5 konkrete Anlagen
für den Neubau
abgeschätzt, s.u.
zu 2)
Messstation
Eulerstraße/Düsseldorf ist
aufgrund der Bebauung und
Installation der
Messvorrichtung, vgl.
Steinberg(2012)/1/ als
Referenz für Standort
verwendbar (Mittlere
Windgeschwindigkeit von
ca. 6m/s)
zu 3)
Messung verschafft
zusätzliche Genauigkeit,
Messung für 3 Monate
kostet etwa 5000€
zu 4)
Umrechnung der Daten:
Eine höhere Installation von
einer Black 600 um 5 m hat
einen positiven Einfluss auf
den Ertrag von 15%.
67

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Ergebnis: Checkliste für Auswahl einer KWEA 2012
Für das Bestandsgebäude des Heinrich Hertz Berufskolleg wird eine Windsimulation
durchgeführt, vgl. Steinberg(2012)/1/.
An dem Standort wird eine mittlere Windgeschwindigkeit von 6m/s angenommen. Um eine
mittlere Geschwindigkeit auf dem Bestandsgebäude zu erhalten muss dort eine Messung
durchgeführt werden.
Die fünf KWEA, die an dem Standort Eulerstraße die besten errechneten Werte kommen für
den oben genannten Standort in Frage. Dabei wird in Tabelle 12 der mögliche jährliche
Ertrag dargestellt. Die Anlagen sind in unterschiedlichen Größen und aus unterschiedlichen
Investitionsbereichen.
Tabelle 12: Auswahl KWEAn für Standort Heinrich Hertz Berufskolleg
KWEA
AIRWIND
AV-R2
Easywind
6 AC
Fortis
Alice
Fortis
Montana
Black600
P_Nenn [kW] 3,2 6 10 5,6 0,6
Ertrag [kWh/a] 11249 14465 21077 9356 1550
Anlagenpreis inkl.
Installation [€]
27544 39986 43453 14843 2145
Die Genehmigungskosten der KWEA können nicht betitelt werden, da durch die
Genehmigungsfreistellung seit 01.01.2012 und einem evtl. ämterinternen Vorteil keine
Referenz vorliegt. Es wird angenommen, dass bei einer Installation innerhalb der
Genehmigungsfreistellung (d.h. KWEA kleiner 10m über Dachkante) keine
Genehmigungskosten anfallen.
Der Mast der KWEA könnte an dem Gebäude (letzte Geschoss) befestigt werden, es bringt
mehr Stabilität und Sicherheit. Vorteil, die oberste Dachkante zählt vom obersten Geschoss
für die Genehmigungsfreistellung und nicht ab dem Geschoss auf dem die KWEA installiert
ist. In Abbildung 39 ist eine mögliche Installation einer KWEA auf dem Dach des Heinrich
Hertz Berufskolleg skizziert.
68

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Quelle: Bingmaps
Abbildung 38: Bestandsgebäude Heinrich
Hertz Berufskolleg
Ergebnis: Checkliste für Auswahl einer KWEA 2012
Quelle: Bingmaps
Abbildung 39: Bestandsgebäude mit
KWEA Skizze
In den Anlagenpreisen inkl. Installation ist die Installation mit einem Faktor von 1,3 bei
KWEAn die kleiner als 5 kW sind eingerechnet und einem Faktor von 1,6 bei KWEAn die
größer als 5 kW sind. Durch die örtliche Begebenheit des Bestandsgebäude des Heinrich
Hertz Berufskolleg, vgl. Abbildung 38 kann gesagt werden, dass eine Installation einer KWEA
verhältnismäßig unkompliziert für eine Dachmontage ist, da auf der Dachfläche ausreichend
Platz zum Arbeiten ist und das Material mit einem Kran bereitgestellt werden kann.
Ein Kran, für die Materialbeförderung auf das Dach des Heinrich Hertz Berufskolleg könnte
bei einer Nutzung von 8 Stunden für ca. 1000€ gemietet werden, vgl. [www-h].
Die Anlagen sind 20 Jahre Wartungsfrei. Somit muss jährlich nur 55€ für eine
Betreiberhaftpflicht eingerechnet werden.
Die Amortisationszeiträume sollen als Kennzahl zum Vergleich der Anlagen dienen.
Für die Berechnung der dynamischen Amortisationszeiten der KWEAn wird ein Zins von 3,5%
angenommen.
69

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Tabelle 13: Vergleich KWEAn für Standort Heinrich Hertz Berufskolleg
KWEA
AIRWIND
AV-R2
Ergebnis: Checkliste für Auswahl einer KWEA 2012
Easywind 6
AC
Fortis
Alice
Fortis
Montana
Black600
P_Nenn 3,2 6 10 5,6 0,6
Ertrag kWh/a 11249 14465 21077 9356 1550
Ertrag [€] 2812 3616 5269 2339 387
Kosten Anlage 27544 39986 43453 14843 2145
Kosten Genehmigung 0 0 0 0 0
Kosten Kran 1000 1000 1000 1000 1000
Versicherung 150 150 150 150 150
statische Amortisation 10,1 11,3 8,4 6,8 8,1
dynamische Amortisation 12,2 14,2 9,9 7,2 ---
Bei der kleinsten ausgewählten KWEA, der Black 600, ist zu erkennen, dass die dynamische
Amortisation nicht ausgerechnet werden kann. Aufgrund ihrer Größe erwirtschaftet diese
Anlage einen zu geringen Ertrag um Sonstige Kosten (Versicherung) und eine Finanzierung
von 3,5% noch abzudecken. Dennoch ist die Anlage wirtschaftlich, bei einer Investition ohne
Zins aber mit der jährlichen Zahlung der Versicherungssumme amortisiert sich die Anlage
nach 9,5 Jahren.
Die Ergebnisse für den konkreten Beispielstandort in Düsseldorf zeigen, dass ein
wirtschaftlicher Anlagenbetrieb möglich ist. Um jedoch belastbare Daten für eine konkrete
Installation zu erhalten, sind weitere Untersuchungen bezüglich Gebäudeanbindung
(Auswirkung auf Installationskosten) und genauere Betrachtungen zur Windsituation (ggf.
Verschattung etc., Auswirkung auf Ertrag) notwendig.
70

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8 Zusammenfassung und Ausblick
Zusammenfassung und Ausblick 2012
Im Rahmen einer Machbarkeitsstudie „innerstädtische Nutzung von
Kleinwindenergieanlagen (KWEAn)“ wurden folgende Aspekte untersucht: Angefangen wird
mit den genehmigungs- und versicherungstechnischen Aspekten, über die Marktübersicht
der KWEAn und dem Einfluss der Winddaten mit wirtschaftlicher Betrachtung der Anlagen
bis hin zur Sensitivitätsanalyse, die eine Auswirkung auf die wirtschaftliche
Amortisationsdauer der KWEAn haben.
Wesentliche Ergebnisse der Machbarkeitsstudie „Kleinwindenergieanlagen für
innerstädtische Nutzung“ für die Landeshauptstadt Düsseldorf sind folgende:
Durch die Genehmigungsfreistellung seit Jan. 2012 wird der Aufwand für eine
innerstädtische Installation vereinfacht und führt damit zu einer Reduzierung der
Genehmigungskosten, die einen erheblichen Einfluss auf den Amortisationszeitraum haben.
Eine Versicherung für KWEAn wird von unterschiedlichen Firmen angeboten. Diese
Versicherungen werden in die Bereiche Haftpflicht und Elektronik eingeteilt. Dabei ist für ca.
50€ im Jahr eine Haftpflichtversicherung unumgänglich, aber auch kostenmäßig
vernachlässigbar.
Die Marktübersicht ist aufgrund der angebotenen Masse von KWEAn sehr unübersichtlich.
Mit Anwendung von ausgewählten innerstädtischen Kriterien auf die KWEAn des Marktes
wird schnell deutlich, dass nicht viele Anlagen für die Installation in der Stadt auf einem
Gebäude geeignet sind. Hierbei ist besonders ausschlaggebend, dass die KWEAn nicht zu
schwer sind und eine gute Leistungskurve nahe der theoretisch erreichbaren Werte zu
haben.
Die Einbeziehung von realen Winddaten von Messstationen ist sehr wichtig, um einen
realistischen Energieertrag für die betrachteten Anlagen zu bestimmen. Hierbei ist es
wichtig, dass möglichst exakte Leistungskurven generiert werden, um auf dieser Basis die
wirtschaftliche Bewertung vorzunehmen.
Die vorliegende Betrachtung hat ergeben, dass einzelne KWEAn sich bei den
Windverhältnissen in Düsseldorf in unter 15 Jahren amortisieren. Damit hat eine
71

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2012
innerstädtische Installation nicht nur einen ideellen Wert, sondern auch einen
wirtschaftlichen Nutzen.
Im Folgenden werden maßgebliche Entscheidungsfaktoren dargestellt, die bei einer
Installation von KWEAn im Vorfeld zu untersuchen sind. Die Untersuchung muss an jedem
Standort durchgeführt werden.
Statische Randbedingungen für die Installation von KWEAn auf Hochhäusern.
Beurteilung durch Statiker.
Verlässliche Datenbasis der Windverhältnisse:
- Betrachtung über Windsimulationsrechnung,
- alternativ Durchführung von detaillierten Windmessungen.
Für den näheren und mittelfristigen Ausblick sollten einige Punkte weiterhin in Betracht
gezogen werden, die für die zukünftige Umsetzung von Bedeutung sein können.
Weitere grundsätzliche Optimierungsansätze sind im Folgenden dargestellt. Sie sollen
Anreize geben, um Potenzial von KWEAn im Allgemeinen zu steigern.
Durch eine enge Zusammenarbeit mit KWEAn Herstellern können KWEAn nach
innerstädtischen Aspekten optimiert werden (besonders leicht, unanfällig für
Turbulenzen, etc.). Durch diese Zusammenarbeit kann ein mögliches Einsparpotential
untersucht werden um zukünftig Investitionskosten senken zu können. Es hätte einen
positiven Einfluss auf die Amortisationsdauer.
Seit kurzem eingeführte Genehmigungsfreistellung von KWEAn < 10 m Höhe über
Dachkante wird zu einer weiter verbesserten Wirtschaftlichkeit von KWEAn führen.
Die Höhe des Effekts könnte in weiteren Betrachtungen untersucht werden.
Mit einem möglichen politischen Entschluss die KWEAn über das „Erneuerbaren
Energien Gesetz“ - vergleichbar der Photovoltaik-Technologie - als
Startunterstützung zu subventionieren und hinsichtlich der prognostizierten
Strompreisentwicklung ist bei einer gutüberlegten Auswahl der Anlage und des
Standorts eine geringe Amortisationsdauer der KWEAn gegeben.
72

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10 Quellenverzeichnis
Quellenverzeichnis 2012
Adam, Mario: Erneuerbare Energien und energieeffiziente Technologien, /1/ Energie-
Bewertungskriterien, Vorlesungsskript.
Bundesverband Windenergie (BWE): BWE-Marktübersicht spezial, /1/ Kleinwindanlagen,
Handbuch der Technik, Berlin, 2011.
Costa, Christina und Simon, Achim: Wind Turbines - Windenergieanlagen 2011, /1/
Sonderdruck 18, Typen – Technik – Märkte, 2011,SunMedia Verlag GmbH, Hannover
Erneuerbaren Energien Gesetz (EEG): Gesetz für den Vorrang Erneuerbarer Energien,
Konsolidierte Fassung des Gesetzestextes in der ab 1. Januar 2012 geltenden Fassung
FHprofUnt: Kleinwindenergieanlagen im städtischen Umfeld, Forschungsantrag FH
Düsseldorf & Hochschule Niederrhein, 2012.
Frauenhofer: Studie: Stromgestehungskosten erneuerbare Energien, Mai 2012.
Gasch, Robert und Twele, Jochen: Windkraftanlagen - Grundlagen, Entwurf, Planung und
Betrieb, /1/ Die Physik der Windenergienutzung, Berlin, 2005, B.G. Teubner
Verlag/ GWV Fachverlag GmbH, Wiesbaden, 4. Auflage.
IEC-NORM 61400-2: Windenergieanlagen Teil 2, Anforderungen an kleine
Windenergieanlagen
Kleemann, Manfred und Meliß, Michael: Regenerative Energiequellen, /1/ Strömungsmechanische
Grundlagen, Jülich, 1993, Springer Verlag, Berlin, 2. Auflage.
Kleemann, Manfred und Meliß, Michael: Regenerative Energiequellen, /2/ Historische
Entwicklung, Jülich, 1993, Springer Verlag, Berlin, 2. Auflage.
Kohl, Stefan: Erneuerbare Energien Das Magazin, /1/ Städte im Aufwind, August 2011.
Sachverständigenrat für Umwelt: /1/ 100% erneuerbare Stromversorgung bis 2050,
Gutachten, Berlin, 2010.
Steinberg, Jan: Evaluierung der Windverhältnisse an Gebäuden in Düsseldorf hinsichtlich
einer Nutzung für Kleinwindanlagen, /1/ Bachelorthesis FH Düsseldorf, 2012
Swoboda, Daniel: Literaturrecherche zu Blitzschutzmaßnahmen von Windenergie-Anlagen
unterschiedlicher Leistungsklassen, /1/ Diplomarbeit Hochschule Aachen – Abteilung
Jülich, 2003.
[www-a]: http://www.erneuerbareenergien.de/kleinwindanlagen-leisten-grosses/150/469/29336/
[www-b]: http://www.erneuerbareenergien.de/blick-in-die-glaskugel-ertraege-von-kleinwindanlagen/150/475/28804/
[www-c]: http://www.bundesverband-kleinwindanlagen.de/verband/arbeitsgruppen/
[www-d]: http://www.kleinwindanlagen.de/Forum/cf3/topic.php?t=2736
[www-e]: www.preisentwicklung.eu/2011/12/prognose-strompreisentwicklung-steiler.html
[www-f]: http://www.welt.de/wirtschaft/energie/article106310031/Strompreise-steigen-bis-2025-um-70-Prozent.html
[www-g]: http://www.vdi-nachrichten.com/artikel/Windmuehlen-auf-dem-Dach-sind-etwas-fuer-Technikfreaks-und-Idealisten/60355/2
[www-h]: http://www.daecher-von-krause.de/kranarbeiten-und--vermietung.aspx
73

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11 Anhang
A1 Datenblätter KWEA
Anhang 2012
74

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Leistung der Anlage P [kW]
1. Axeptor AG
AIRVVIN AV-R1
Vertikalachser
2
1.8
1.6
1.4
1.2
1
0.8
0.6
0.4
Herstellerdaten
interpolierte Kurve
0.2
Betz
E
kin
0
0 5 10 15 20 25 30
Windgeschwindigkeit c [m/s]
oo
Drehzahl: 300 U/min
λNenn: 4,08
Leistungszahl: 0,85
Preis: 13560,-€ inkl. MwSt.
Anlage 01 AIRWIND AV-R1
Anhang 2012
PNenn: 1,6 kW
cNenn: 10 m/s
cEinschalt: 1,8 m/s
cAbschalt: 45 m/s
Gewicht (nur Gondel):156 kg
Rotordurchmesser: 2,6 m
Installierte Anlagen: 12
Quellen: Sonderdruck Erneuerbare Energien, Windenergieanlagen 2011, Hannover, 2012
(falsche Angabe zu den Abmessungen des Herstellers per Anfrage siehe elektr. Anhang!)
Preis: Axeptor Preisliste (Anhang_A3)
cp [Herstellerangabe/Betz]
2
1.8
1.6
1.4
1.2
1
0.8
0.6
0.4
0.2
bei 6 m/s cp=0.79618
Anlage 01 AIRWIND AV-R1
cp>1 verletzt Theorie von Betz!
0
0 5 10 15 20 25
Windgeschwindigkeit [m/s]
75

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Leistung der Anlage P [kW]
2. Axeptor AG
AIRVVIN AV-R2
Vertikalachser
4.5
4
3.5
3
2.5
2
1.5
1
0.5
0
0 5 10 15 20 25 30 35
P
oo
40 45 50
Windgeschwindigkeit c [m/s]
oo
Drehzahl: 200 U/min
λNenn: 3,46
Leistungszahl: 0,83
Preis: 21188,-€ inkl. MwSt.
Anlage 02 AIRWIND AV-R2
Anhang 2012
PNenn: 3,2 kW
cNenn: 10 m/s
cEinschalt: 1,8 m/s
cAbschalt: 45 m/s
Gewicht (nur Gondel):293 kg
Rotordurchmesser: 3,3 m
Installierte Anlagen: 8
Quellen: Sonderdruck Erneuerbare Energien, Windenergieanlagen 2011, Hannover, 2012
(falsche Angabe zu den Abmessungen des Herstellers per Anfrage siehe elektr. Anhang!)
Preis: Axeptor Preisliste (Anhang_A3)
Herstellerangabe
Herst.interpoliert
P Betz
cp [Herstellerangabe/Betz]
2
1.8
1.6
1.4
1.2
1
0.8
0.6
0.4
0.2
bei 2.4 m/s cp=0.73848
Anlage 02 AIRWIND AV-R2
cp>1 verletzt Theorie von Betz!
0
0 5 10 15 20 25
Windgeschwindigkeit [m/s]
76

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Leistung der Anlage P [kW]
3. Axeptor AG
AIRVVIN AV-R3
Vertikalachser
8
7
6
5
4
3
2
1
0
0 5 10 15 20 25 30 35
P
oo
40 45 50
Windgeschwindigkeit c [m/s]
oo
Drehzahl: 150 U/min
λNenn: 2,59
Leistungszahl: 0,86
Preis: 36063,-€ inkl. MwSt.
Anlage 03 AIRWIND AV-R3
Anhang 2012
PNenn: 6 kW
cNenn: 10 m/s
cEinschalt: 1,8 m/s
cAbschalt: 45 m/s
Gewicht (nur Gondel):428 kg
Rotordurchmesser: 4,18 m
Installierte Anlagen: 5
Quellen: Sonderdruck Erneuerbare Energien, Windenergieanlagen 2011, Hannover, 2012
(falsche Angabe zu den Abmessungen des Herstellers per Anfrage siehe elektr. Anhang!)
Preis: Axeptor Preisliste (Anhang_A3)
Herstellerangabe
Herst.interpoliert
P Betz
cp [Herstellerangabe/Betz]
2
1.8
1.6
1.4
1.2
1
0.8
0.6
0.4
0.2
bei 6 m/s cp=0.92105
Anlage 03 AIRWIND AV-R3
cp>1 verletzt Theorie von Betz!
0
0 5 10 15 20 25
Windgeschwindigkeit [m/s]
77

FH D
Fachhochschule Düsseldorf
University of Applied Sciences
Leistung der Anlage P [kW]
4. Axeptor AG
AIRVVIN AV-R4
Vertikalachser
15
10
5
Drehzahl: 100 U/min
λNenn: 1,57
Leistungszahl: 0,74
Preis: 62921,-€ inkl. MwSt.
Anlage 04 AIRWIND AV-R4
0
0 5 10 15 20 25 30 35
P
oo
40 45 50
Windgeschwindigkeit c [m/s]
oo
Anhang 2012
PNenn: 12 kW
cNenn: 11 m/s
cEinschalt: 1,8 m/s
cAbschalt: 45 m/s
Gewicht (nur Gondel):630 kg
Rotordurchmesser: 5,12 m
Installierte Anlagen: 2
Quellen: Sonderdruck Erneuerbare Energien, Windenergieanlagen 2011, Hannover, 2012
(falsche Angabe zu den Abmessungen des Herstellers per Anfrage siehe elektr. Anhang!)
Preis: Axeptor Preisliste (Anhang_A3)
Herstellerangabe
Herst.interpoliert
P Betz
cp [Herstellerangabe/Betz]
2
1.8
1.6
1.4
1.2
1
0.8
0.6
0.4
0.2
bei 6 m/s cp=0.67577
Anlage 04 AIRWIND AV-R4
cp>1 verletzt Theorie von Betz!
0
0 5 10 15 20 25
Windgeschwindigkeit [m/s]
78

FH D
Fachhochschule Düsseldorf
University of Applied Sciences
Leistung der Anlage P [kW]
5. Windtronics
BTPS 6500
Horizontalachser
2
1.8
1.6
1.4
1.2
1
0.8
0.6
0.4
0.2
0
0 5 10 15 20 25
P
oo
30 35
Windgeschwindigkeit c [m/s]
oo
Drehzahl:
λNenn:
Leistungszahl: 0,74
Preis: 10078,-€ inkl. MwSt.
Anlage 05 BTPS 6500
Herstellerangabe
Herst.interpoliert
P Betz
Anhang 2012
PNenn: 2,5 kW
cNenn: 16,9 m/s
cEinschalt: 1,8 m/s
cAbschalt: 34 m/s
Gewicht (nur Gondel):
Rotordurchmesser: 1,82 m
Installierte Anlagen: 100
Quellen: Sonderdruck Erneuerbare Energien, Windenergieanlagen 2011, Hannover, 2012
cp [Herstellerangabe/Betz]
2
1.8
1.6
1.4
1.2
1
0.8
0.6
0.4
0.2
bei 6 m/s cp=1.2054
Anlage 05 BTPS 6500
cp>1 verletzt Theorie von Betz!
0
0 5 10 15 20 25
Windgeschwindigkeit [m/s]
(falsche Angabe zu den Abmessungen des Herstellers per Anfrage siehe elektr. Anhang!)
Preis: Bundesverband WindEnergie e.V./ BWE-Marktübersicht spezial -Kleinwindanlagen 2011
79

FH D
Fachhochschule Düsseldorf
University of Applied Sciences
Leistung der Anlage P [kW]
6. Easy Wind GmbH
Easywind 6 AC
Horizontalachser
7
6
5
4
3
2
1
Drehzahl: max. 124 U/min
λNenn: 3,71
Leistungszahl: 0,46
Preis: 28560,-€ inkl. MwSt.
Anlage 06 Easywind 6 AC
0
0 5 10 15 20 25 30 35
P
oo
40 45 50
Windgeschwindigkeit c [m/s]
oo
Anhang 2012
PNenn: 6 kW
cNenn: 10,5 m/s
cEinschalt: 3 m/s
cAbschalt: keine
Gewicht: 708kg
Rotordurchmesser: 6 m
Installierte Anlagen: 200
Quellen: Sonderdruck Erneuerbare Energien, Windenergieanlagen 2011, Hannover, 2012
(falsche Angabe zu den Abmessungen des Herstellers per Anfrage siehe elektr. Anhang!)
Preis: INVENTUS U.G.&Co.KG
Herstellerangabe
Herst.interpoliert
P Betz
cp [Herstellerangabe/Betz]
2
1.8
1.6
1.4
1.2
1
0.8
0.6
0.4
0.2
bei 6 m/s cp=0.54995
Anlage 06 Easywind 6 AC
cp>1 verletzt Theorie von Betz!
0
0 5 10 15 20 25
Windgeschwindigkeit [m/s]
80

FH D
Fachhochschule Düsseldorf
University of Applied Sciences
Leistung der Anlage P [kW]
7. Easy Wind GmbH
Easywind 6 DC
Horizontalachser
7
6
5
4
3
2
1
Drehzahl: max. 125 U/min
λNenn: 3,41
Leistungszahl: 0,38
Preis: 32130,-€ inkl. MwSt.
Anlage 07 Easywind 6 DC
Herstellerangabe
Herst.interpoliert
P Betz
0
0 5 10 15 20 25 30 35
P
oo
40 45 50
Windgeschwindigkeit c [m/s]
oo
Anhang 2012
PNenn: 7,5kW
cNenn: 11,5 m/s
cEinschalt: 3 m/s
cAbschalt: keine
Gewicht: 708kg
Rotordurchmesser: 6 m
Installierte Anlagen: 200
Quellen: Sonderdruck Erneuerbare Energien, Windenergieanlagen 2011, Hannover, 2012
(falsche Angabe zu den Abmessungen des Herstellers per Anfrage siehe elektr. Anhang!)
Preis: http://www.easywind.org/de/node/52
cp [Herstellerangabe/Betz]
2
1.8
1.6
1.4
1.2
1
0.8
0.6
0.4
0.2
bei 6 m/s cp=0.54995
Anlage 07 Easywind 6 DC
cp>1 verletzt Theorie von Betz!
0
0 5 10 15 20 25
Windgeschwindigkeit [m/s]
81

FH D
Fachhochschule Düsseldorf
University of Applied Sciences
Leistung der Anlage P [kW]
8. Home Energy International BV
Energy Ball V200
Horizontalachser
3
2.5
2
1.5
1
0.5
Drehzahl: max. 1600 U/min
bei 40 m/s
λNenn: 12,57
Leistungszahl: 0,03
Preis: 5831,-€ inkl. MwSt
Anlage 08 Energy Ball V200
Herstellerangabe
Herst.interpoliert
P Betz
P
oo
0
0 5 10 15 20 25
Windgeschwindigkeit c [m/s]
oo
Anhang 2012
PNenn: 2,25 kW
cNenn: 19 m/s
cEinschalt: 3 m/s
cAbschalt: 23 m/s
Gewicht: 543 kg
Rotordurchmesser: 6 m
Installierte Anlagen: > 500
Quellen: Sonderdruck Erneuerbare Energien, Windenergieanlagen 2011, Hannover, 2012
cp [Herstellerangabe/Betz]
0
0 5 10 15 20 25
Windgeschwindigkeit [m/s]
(falsche Angabe zu den Abmessungen des Herstellers per Anfrage siehe elektr. Anhang!)
1.8
1.6
1.4
1.2
0.8
0.6
0.4
0.2
Preis: http://www.myheimat.de/groebenzell/politik/kommenergie-gmbh-erprobt-kleinwindanlage-ein-schritt-in-die-richige-richtung-d577877.html
2
1
bei 6 m/s cp=0.37222
Anlage 08 Energy Ball V200
cp>1 verletzt Theorie von Betz!
82

FH D
Fachhochschule Düsseldorf
University of Applied Sciences
Leistung der Anlage P [kW]
9. Fortis Wind Energy
Fortis Alize
Horizontalachser
12
10
8
6
4
2
Drehzahl: 300 U/min
λNenn: 7,85
Leistungszahl: 0,56
Preis: 27158,-€ inkl. MwSt.
Anlage 09 Fortis Alice
Herstellerangabe
Herst.interpoliert
P Betz
0
0 5 10 15 20 25 30 35
P
oo
40 45 50
Windgeschwindigkeit c [m/s]
oo
Anhang 2012
PNenn: 10 kW
cNenn: 12 m/s
cEinschalt: 3 m/s
cAbschalt: keine
Gewicht(nur Gondel): 420 kg
Rotordurchmesser: 6,4 m
Installierte Anlagen: 193
Quellen: Sonderdruck Erneuerbare Energien, Windenergieanlagen 2011, Hannover, 2012
cp [Herstellerangabe/Betz]
0
0 5 10 15 20 25
Windgeschwindigkeit [m/s]
(falsche Angabe zu den Abmessungen des Herstellers per Anfrage siehe elektr. Anhang!)
2
1.8
1.6
1.4
1.2
1
0.8
0.6
0.4
0.2
bei 6 m/s cp=0.73023
Anlage 09 Fortis Alice
cp>1 verletzt Theorie von Betz!
Preis: Bundesverband WindEnergie e.V./ BWE-Marktübersicht spezial -Kleinwindanlagen 2011
83

FH D
Fachhochschule Düsseldorf
University of Applied Sciences
10. Fortis Wind Energy
Fortis Montana
Horizontalachser
Leistung der Anlage P [kW]
6
5
4
3
2
1
Drehzahl: 400 U/min
λNenn: 8,98
Leistungszahl: 0,18
Preis: 11418,-€ inkl. MwSt.
Anlage 10 Fortis Montane
Herstellerangabe
Herst.interpoliert
P Betz
0
0 5 10 15 20 25 30 35
P
oo
40 45 50
Windgeschwindigkeit c [m/s]
oo
Anhang 2012
PNenn: 5,6 kW
cNenn: 14 m/s
cEinschalt: 2,5 m/s
cAbschalt: keine
Gewicht(nur Gondel): 200 kg
Rotordurchmesser: 5 m
Installierte Anlagen: 2458
Quellen: Sonderdruck Erneuerbare Energien, Windenergieanlagen 2011, Hannover, 2012
cp [Herstellerangabe/Betz]
0
0 5 10 15 20 25
Windgeschwindigkeit [m/s]
(falsche Angabe zu den Abmessungen des Herstellers per Anfrage siehe elektr. Anhang!)
2
1.8
1.6
1.4
1.2
1
0.8
0.6
0.4
0.2
bei 6 m/s cp=0.48152
Anlage 10 Fortis Montane
cp>1 verletzt Theorie von Betz!
Preis: Bundesverband WindEnergie e.V./ BWE-Marktübersicht spezial -Kleinwindanlagen 2011
84

FH D
Fachhochschule Düsseldorf
University of Applied Sciences
11. Fortis Wind Energy
Fortis Passaat
Horizontalachser
Leistung der Anlage P [kW]
2
1.8
1.6
1.4
1.2
1
0.8
0.6
0.4
0.2
0
0 5 10 15 20 25 30 35
P
oo
40 45 50
Windgeschwindigkeit c [m/s]
oo
Drehzahl: 775 U/min
λNenn: 15,22
Leistungszahl: 0,04
Preis: 5117,-€ inkl. MwSt.
Anlage 11 Fortis Passat
Herstellerangabe
Herst.interpoliert
P Betz
Anhang 2012
PNenn: 1,4 kW
cNenn: 16 m/s
cEinschalt: 3 m/s
cAbschalt: keine
Gewicht(nur Gondel): 75 kg
Rotordurchmesser: 3,12 m
Installierte Anlagen: 1491
Quellen: Sonderdruck Erneuerbare Energien, Windenergieanlagen 2011, Hannover, 2012
cp [Herstellerangabe/Betz]
0
0 5 10 15 20 25
Windgeschwindigkeit [m/s]
(falsche Angabe zu den Abmessungen des Herstellers per Anfrage siehe elektr. Anhang!)
2
1.8
1.6
1.4
1.2
1
0.8
0.6
0.4
0.2
bei 6 m/s cp=0.38179
Anlage 11 Fortis Passat
cp>1 verletzt Theorie von Betz!
Preis: Bundesverband WindEnergie e.V./ BWE-Marktübersicht spezial -Kleinwindanlagen 2011
85

FH D
Fachhochschule Düsseldorf
University of Applied Sciences
12. Nheolis
Nheowind 3D50
Horizontalachser
Leistung der Anlage P [kW]
2.5
2
1.5
1
0.5
Drehzahl: 425 U/min
λNenn: 11,13
Leistungszahl: 0,09
Preis: 13000,-€ inkl. MwSt.
Anlage 12 Nheowind 3D50
P
oo
0
0 5 10 15 20 25 30 35
Windgeschwindigkeit c [m/s]
oo
Anhang 2012
PNenn: 1,5 kW
cNenn: 12 m/s
cEinschalt: 2,5 m/s
cAbschalt: 30 m/s
Gewicht(nur Turm): 250 kg
Rotordurchmesser: 2,8 m
Installierte Anlagen: 40
Quellen: Sonderdruck Erneuerbare Energien, Windenergieanlagen 2011, Hannover, 2012
(falsche Angabe zu den Abmessungen des Herstellers per Anfrage siehe elektr. Anhang!
Preis: Annahme, keine weiteren Infos
Herstellerangabe
Herst.interpoliert
P Betz
cp [Herstellerangabe/Betz]
2
1.8
1.6
1.4
1.2
1
0.8
0.6
0.4
0.2
bei 6 m/s cp=0.33922
Anlage 12 Nheowind 3D50
cp>1 verletzt Theorie von Betz!
0
0 5 10 15 20 25
Windgeschwindigkeit [m/s]
86

FH D
Fachhochschule Düsseldorf
University of Applied Sciences
13. Nheolis
Nheowind 3D50
Horizontalachser
Leistung der Anlage P [kW]
4
3.5
3
2.5
2
1.5
1
Herstellerangabe
Herst.interpoliert
0.5
P
Betz
P
oo
0
0 5 10 15 20 25 30 35
Windgeschwindigkeit c [m/s]
oo
Drehzahl: 395 U/min
λNenn: 10,34
Leistungszahl: 0,20
Preis: 18000,-€
Anlage 13 Nheowind 3D100
Anhang 2012
PNenn: 3,5 kW
cNenn: 12 m/s
cEinschalt: 1,8 m/s
cAbschalt: 30 m/s
Gewicht(nur Turm): 250 kg
Rotordurchmesser: 4 m
Installierte Anlagen: 40
Quellen: Sonderdruck Erneuerbare Energien, Windenergieanlagen 2011, Hannover, 2012
(falsche Angabe zu den Abmessungen des Herstellers per Anfrage siehe elektr. Anhang!)
Preis: Annahme, keine weiteren Infos
cp [Herstellerangabe/Betz]
2
1.8
1.6
1.4
1.2
1
0.8
0.6
0.4
0.2
bei 6 m/s cp=0.33055
Anlage 13 Nheowind 3D100
cp>1 verletzt Theorie von Betz!
0
0 5 10 15 20 25
Windgeschwindigkeit [m/s]
87

FH D
Fachhochschule Düsseldorf
University of Applied Sciences
14. Silent Future Tec
SFT-V4.2
Vertikalachser
Leistung der Anlage P [kW]
5
4.5
4
3.5
3
2.5
2
1.5
1
0.5
0
0 2 4 6 8 10 12
P
oo
14 16 18
Windgeschwindigkeit c [m/s]
oo
Drehzahl: 165 U/min
λNenn: 4,59
Leistungszahl: 0,52
Preis: 15470,-€ inkl. MwSt.
Anlage 14 SVT-V4.2
Herstellerangabe
Herst.interpoliert
P Betz
Quellen: http://www.silentfuturetec.at/de/produkte/sft-v42
Anhang 2012
PNenn: 4,2 kW
cNenn: 11,3 m/s
cEinschalt: 3 m/s
cAbschalt: 13 m/s
Gewicht(nur Gondel): 390 kg
Rotordurchmesser: 4 m
Installierte Anlagen: 40
0
0 5 10 15 20 25
Windgeschwindigkeit [m/s]
Preis: Info durch Telefonat (Ing. Michael Broser , Tel: 0043 699 101 16 233 )
cp [Herstellerangabe/Betz]
2
1.8
1.6
1.4
1.2
1
0.8
0.6
0.4
0.2
bei 6 m/s cp=0.49641
Anlage 14 SVT-V4.2
cp>1 verletzt Theorie von Betz!
88

FH D
Fachhochschule Düsseldorf
University of Applied Sciences
15. Prevent GmbH
Black 600
Horizontalachser
Leistung der Anlage P [kW]
0.6
0.5
0.4
0.3
0.2
0.1
Drehzahl: 600 U/min
λNenn: 4,57
Leistungszahl: 0,64
Preis: 1650,-€ inkl. MwSt.
Anlage 15 Black 600
Herstellerangabe
Herst.interpoliert
P Betz
0
0 5 10 15 20 25 30
P
oo
35 40 45
Windgeschwindigkeit c [m/s]
oo
Anhang 2012
PNenn: 0,6 kW
cNenn: 11 m/s
cEinschalt: 1 m/s
cAbschalt: 40 m/s
Gewicht(nur Gondel): 390 kg
Rotordurchmesser: 1,59 m
Installierte Anlagen: 2000
Quellen: Sonderdruck Erneuerbare Energien, Windenergieanlagen 2011, Hannover, 2012
(falsche Angabe zu den Abmessungen des Herstellers per Anfrage siehe elektr. Anhang!)
Preis: Black-Windrad-Shop (http://www.mahnecke.de/shop/ )
cp [Herstellerangabe/Betz]
2
1.8
1.6
1.4
1.2
1
0.8
0.6
0.4
0.2
bei 6 m/s cp=0.5535
Anlage 15 Black 600
cp>1 verletzt Theorie von Betz!
0
0 5 10 15 20 25
Windgeschwindigkeit [m/s]
89

FH D
Fachhochschule Düsseldorf
University of Applied Sciences
A2 Präsentation – KWEA auf städtischen Gebäuden in Düsseldorf
Anhang 2012
90

FH D
Fachhochschule Düsseldorf
University of Applied Sciences
Anhang 2012
91

FH D
Fachhochschule Düsseldorf
University of Applied Sciences
..
Anhang 2012
92

FH D
Fachhochschule Düsseldorf
University of Applied Sciences
Anhang 2012
93

FH D
Fachhochschule Düsseldorf
University of Applied Sciences
Anhang 2012
94

FH D
Fachhochschule Düsseldorf
University of Applied Sciences
Anhang 2012
95

FH D
Fachhochschule Düsseldorf
University of Applied Sciences
Anhang 2012
96

FH D
Fachhochschule Düsseldorf
University of Applied Sciences
…
Anhang 2012
97

FH D
Fachhochschule Düsseldorf
University of Applied Sciences
Anhang 2012
98

FH D
Fachhochschule Düsseldorf
University of Applied Sciences
Anhang 2012
99

FH D
Fachhochschule Düsseldorf
University of Applied Sciences
Anhang 2012
100

FH D
Fachhochschule Düsseldorf
University of Applied Sciences
Anhang 2012
101

FH D
Fachhochschule Düsseldorf
University of Applied Sciences
Anhang 2012
102

FH D
Fachhochschule Düsseldorf
University of Applied Sciences
A3 Axeptor – Herstellerangaben AV-R1
Anhang 2012
103

FH D
Fachhochschule Düsseldorf
University of Applied Sciences
A4 Axeptor – Herstellerangaben AV-R2
Anhang 2012
104

FH D
Fachhochschule Düsseldorf
University of Applied Sciences
A4 Axeptor – Herstellerangaben AV-R3
Anhang 2012
105

FH D
Fachhochschule Düsseldorf
University of Applied Sciences
A4 Axeptor – Herstellerangaben AV-R4
Anhang 2012
106

FH D
Fachhochschule Düsseldorf
University of Applied Sciences
A4 Axeptor –Preisliste
Anhang 2012
107

FH D
Fachhochschule Düsseldorf
University of Applied Sciences
A4 Fortis – Herstellerangaben Alize
Anhang 2012
108

FH D
Fachhochschule Düsseldorf
University of Applied Sciences
A4 Fortis – Herstellerangaben Montana
Anhang 2012
109

FH D
Fachhochschule Düsseldorf
University of Applied Sciences
A4 Wind Power – Herstellerangaben Energyball
Anhang 2012
110