Windkraft

• Turm

• Azimutmotor

• Rotorblatt

• Rotorwelle

• Nabe

• Bremse

• Getriebe

• Windmesser

• Steuerungselektronik

• Getriebe

• Generator

• Fundament

Anlage mit Getriebe

• Leistung: 2 MW

• Rotordurchmesser 80 m

• Trumhöhe: 80 m

• Drehzahl 9-19 U/min

Getriebelose Anlagen

• Leistung: 5 MW

• Rotordurchmesser: 114 m

• Turmhöhe: 124 m

• Drehzahl: 8-13 U/min

• Richtplaneintrag

• Nutzungsplan

• Baubweilligung

Eintrag in den Kantonalen Richtplan

Grundsätzliche Eignung für die Installation einer WKA

• Windpotential

• Siedlungsnähe (AG: Min 300m)

• Infrastruktur (Wetterradar, Luftfahrt, Militär)

• Naturschutzgebiete / Wildtierkorridore

• BLN-Gebiete (Bundesinventar der Landschaften und Naturdenkmäler)

Richtplan Eintrag wird unabhängig von einem konkreten Projekt gemacht.

• Nutzungspläne sind das zentrale Instrument der kommunalen Raumentwicklung und bestimmen, welche Nutzungen wo auf dem Gemeindegebiet erlaubt sind.

• Im Nutzungsplan werden die Bedingungen für ein konkretes Projekt festgelegt:

• Windmessungen

• Planung der Einzelnen Anlagen

  • Grösse der Anlage

  • Ort der Anlage

  • Erschliessung der Anlage

• Umweltverträglichkeitsstudie

  • Natur- und Umweltschutz, Landschaftsschutz, Lärmschutz, Gewässerschutz, Schattenwurf (Maximal 30 h / Jahr), Jagd, Eisfall

• Detaillierte Planung

• Umsetzung der Auflagen aus dem Nutzungsplan

• Kompensationsmassnahmen

• Gültiger Nutzungsplan ist vorhanden

• Baubewilligung wird durch den Kanton erstellt

• Erste Instanz für einen Rekurs ist das Kantonsgericht

• gegen diese Entscheide ist die Beschwerde an das Bundesgericht nur zulässig, wenn sich eine Rechtsfrage von grundsätzlicher Bedeutung stellt

Mit Kreuzschalen-Anemometern werden (in der Regel) 10’-Mittelwerte der Windgeschwindigkeit,

mit Windfahnen (Windrichtungsgebern) 10’-Mittelwerte der Windrichtung aufgezeichnet.

• Messhöhe > 2/3 der zu ertwartenden Nabenhöhe

• Messdauer > 1 Jahr

1. LIDAR (light detecting and ranging)optische Abstands- und Geschwindigkeitsmessung→ das Gerät sendet Laserimpulse aus und detektiert das zurückgestreute Licht

2. SODAR (sonic detecting and ranging)akustische Abstands- und Geschwindigkeitsmessung→ das Gerät sendet akustische Impulse aus und

In flachem Gelände und bei neutraler atmosphärischer Schichtung ist das logarithmische Grenzschichtprofil eine gute Näherung für die vertikale Windscherung, die durch die Bodenreibung entsteht:

• Windgeschwindikeit => fliesst mit einem im Faktor ^3 ein

  • Bei doppelter Windgeschwindigkeit verachtfacht sich die Leistung

• Oberflächenrauigkeit

  • Geländestruktur

• Luftdichte

• Rotorfläche

  
  

Mit Hilfe der Häufigkeitsverteilung der Windmessresultate: Weibull-Verteilung

1. Windressourcen / Windhöffigkeit (ഥ𝒗 > 𝟓 − 𝟔 𝒎/𝒔)

2. Zufahrt (Transportlogistik)

3. Stromnetzanbindung

4. Schutzbedürfnisse (Landschaft, Fauna, Lärm, Infraschall, Schattenwurf, Eisschlag, etc.)

➢ idealerweise keine Einzelanlagen sondern (kleinere) Windparks

➢ Konzentration an besonders geeigneten Standorten

• Standortwahl: Gute Windverhältnisse, Netzanbindung, Infrastruktur.

• Genehmigungen: Raumplanung, Umweltverträglichkeitsprüfung, Einspeiseregulierung.

• Umwelt- & Naturschutz: Lärm, Schattenwurf, Schutz von Vögeln & Fledermäusen.

• Technik & Wirtschaftlichkeit: Turbinenwahl, Netzanschluss, Rentabilität.

• Akzeptanz: Einbindung der Bevölkerung, transparente Kommunikation.

Stellung der Rotorachse (horizontal oder vertikal)

Anzahl der Rotorblätter (Ein-, Zwei-, Drei-, oder Mehrblattrotoren)

Schnellläufigkeit (Langsam-, oder Schnellläufer)

Rotordrehzahl (konstant oder variabel)

Luv- oder Lee-Läufer

Möglichkeit der Leistungsregelung (Stall- oder Pitchregelung)

Möglichkeit der Sturmsicherung (aus-dem-Wind-drehen oder Blattverstellung)

Vorhandensein eines Getriebes (mit oder ohne Getriebe)

Art des Generators (Synchron-, Asynchron- oder Gleichstromgenerator)

Art der Netzkopplung (direkt oder über einen Gleichstromgenerator)

• Auftriebsprinzip horizontale Achse

• Auftriebsprinzip vertikale Achse

• Konzentrierende Maschine

• Widerstandsprinzip

Schnellläufer

• Einblattrotor

• Zweiblattrotor

• Dreiblattrotor

Langsamläufer

• Hist. Windmühlen

• Amerik. Windmühlen

• Gegenläufiger Dop- pelrotor

Mehrfachrotoren

• Flettner

• Segelrotor

• Schleppturbine

Schnellläufer

• Darrieus

• H-Rotor

• Giromill

Langsamläufer

• Savoniusläufer m. Auftriebsprinzip

Einfachmantelturbine

Quasi-Mantel

Tornadotyp

Windturbine m. Diffusor

Delta-Konzentrator

Berwian

Langsamläufer

Savonius

Schalenkreuz

umklappende Flächen

hälftig abgeschirmt

1. Optimale Aerodynamik 🌬️: Effiziente Umwandlung der Windenergie.

2. Stabilität ⚖️: Geringe Vibrationen und längere Lebensdauer.

3. Geringe Geräuschentwicklung 🔇: Bessere Akzeptanz in der Umgebung.

4. Effizient bei allen Windgeschwindigkeiten 🌪️: Gute Leistung über das ganze Jahr.

5. Langlebigkeit & Wartungsfreundlichkeit 🛠️: Weniger Wartungsaufwand.

6. Höhere Leistung ⚡: Bessere Energieausbeute pro Quadratmeter.

1. Höhere Kosten 💰: Der Bau und die Wartung sind teurer als bei einfacheren Designs.

2. Visuelle Beeinträchtigung 👀: Die große Rotorfläche kann als störend empfunden werden, besonders in landschaftlich schönen Gegenden.

3. Platzbedarf 🌍: Erfordert mehr Platz aufgrund der Größe und Rotationsbewegung der Blätter.

4. Witterungsanfälligkeit 🌧️: Bei extremen Wetterbedingungen (z. B. Eisbildung) können die Blätter beeinträchtigt werden.

5. Vögel & Fledermäuse 🦅: Potenziell gefährlich für die Tierwelt, insbesondere bei hoher Windgeschwindigkeit

1. Kostengünstiger 💰: Geringere Produktions- und Wartungskosten im Vergleich zu Drei- oder Mehrblatt-Rotoren.

2. Weniger Materialaufwand 🏗️: Der geringere Materialverbrauch führt zu leichteren und günstigeren Turbinen.

3. Bessere Windnutzung bei schwachen Winden 🌬️: Zweiblatt-Rotoren können effizienter bei niedrigen Windgeschwindigkeiten arbeiten.

4. Weniger visuelle Beeinträchtigung 👀: Geringere Rotorfläche und damit oft besserer ästhetischer Eindruck.

5. Geringerer Lärm 🔇: Durch die reduzierte Blattanzahl entsteht weniger Lärm im Betrieb

1. Geringere Stabilität ⚖️: Die Rotoren sind weniger ausgewogen, was zu höheren Vibrationen und mechanischen Belastungen führt.

2. Weniger Effizienz ⚡: Im Vergleich zu Drei-Blatt-Turbinen haben Zweiblatt-Rotoren eine geringere aerodynamische Effizienz und können bei höheren Windgeschwindigkeiten weniger Energie erzeugen.

3. Unregelmäßige Drehbewegung 🔄: Durch die geringere Anzahl an Blättern sind die Rotationen weniger gleichmäßig, was zu mechanischen Belastungen und einem höheren Verschleiß führen kann.

4. Größere mechanische Komponenten 🏗️: Aufgrund der instabileren Drehbewegung müssen oft größere Lagerelemente und Robustere Konstruktionen verwendet werden.

5. Schlechtere Leistung bei starkem Wind 🌪️: Bei höheren Windgeschwindigkeiten sind die Zweiblatt-Rotoren oft weniger effizient und können überlastet werden.

1. Geringster Materialaufwand 🏗️: Einblatt-Rotoren verwenden am wenigsten Material, was zu geringen Produktionskosten führt.

2. Einfachere Konstruktion 🔧: Weniger komplexe Technik und daher potenziell günstiger in Herstellung und Wartung.

3. Geringer Windwiderstand 🌬️: Durch die reduzierte Rotorfläche gibt es weniger Luftwiderstand, was in bestimmten Windverhältnissen effizient sein kann.

4. Leichtere Installation ⚙️: Einblatt-Rotoren sind aufgrund der geringen Größe und des Gewichts einfacher zu transportieren und zu installieren.

5. Weniger visuelle Beeinträchtigung 👀: Da nur ein Blatt verwendet wird, ist der optische Eindruck im Vergleich zu größeren Rotornutzung weniger stark.

1. Geringere Stabilität ⚖️: Einblatt-Rotoren sind sehr instabil und verursachen höhere Vibrationen, was den Verschleiß erhöht.

2. Unregelmäßige Drehbewegung 🔄: Aufgrund der ungleichmäßigen Rotation sind die mechanischen Belastungen höher, was zu höherem Wartungsaufwand führt.

3. Niedrigere Effizienz ⚡: Einblatt-Rotoren haben im Vergleich zu Mehrblatt-Turbinen eine geringere aerodynamische Effizienz, besonders bei höheren Windgeschwindigkeiten.

4. Höhere mechanische Belastungen 🏗️: Der Rotor benötigt robustere Lager und Bauteile, um die Instabilität auszugleichen, was den Bauaufwand erhöht.

5. Begrenzte Leistung 🔋: Wegen der geringeren Rotorfläche ist die maximale Energieerzeugung begrenzt, was den Einsatz auf niedrige Windgeschwindigkeiten beschränkt.

• Einblattrotor: 14 - 16

• Zweiblattrotor: 8 - 14

• Dreiblattrotor: 6 - 8

• hohe Dauerfestigkeit

• niedriges spezifisches Gewicht

• hohe Bruchfestigkeit

Starre Nabe

• Einsatz für stall-geregelte Windkonverter

Schlag- und/oder Schwenkgelenknabe (Rotblätter einzeln über Schlaggelenke an Nabe befestigt)

• Rotorblätter damit relativ unabhängig voneinander aufgehängt und in ihrer Einspannung frei von Biegemo-menten.

• Gelenk muss lediglich Fliehkräfte aufnehmen und Drehmo-ment übertragen

• vergleichsweise hoher Herstellungs- und Wartungsauf-wand!

Pendelnabe (halbstarre Nabenkonstruktion z.T. bei Zweiblattrotoren verwendet)

• Rotorblätter sind pendelnd (kardanisch) aufgehängt (können sich innerhalb bestimmter Grenzen um Rotorwelle bewegen)

• starke Minderung der asymm. Rotorlasten (zu starke Pendelbewegung werden durch mechan. oder hydraul. Dämpfung verhindert)

Darrieus-Rotoren und H-Rotoren

Vorteile

• vertikalachsigen Maschinen (VAWT) sind windrichtungsunabhängig

• Maschinenkomponenten am Rotorfuss  bietet gute Zugänglichkeit für Wartung

Nachteile

• können im Gegensatz HAWT nicht selber aus Ruhezustand gestartet werden

• nutzbare Leistung kann nur über einem bestimmten Drehzahlminimum geliefert werden (Kombination mit selbststartendem kleinerem Rotor)

• relativ geringer Abstand des Rotormittelpunktes vom Boden führt zu geringerer Energieausbeute (Bodengrenzschicht)

• aus Schwingungsgründen ist aufwändige Abspannung des Rotors erforderlich

• Blattverstellung zur Leistungsregelung ist nicht möglich

Aufbau

• vertikale Drehachse

• 2 - 4 starre oder biegeschlaffe Schaufelblätter oben u. unten an Rotorachse eingespannt, so dass sie bogenförmig nach aussen ragen

Charakteristika

• beste Wirkungsgrade bei Schnelllaufzahlen  ≈ 5

• Leistungsbeiwerte cp bis zu 0.4

Aufbau

• im Unterschied zum klassischen Darrieus-Rotor sind Blätter gerade und parallel zur Drehachse

• Befestigung an einem Tragarm

  • Konstruktion hat die Form eines "H"

ausgeprägte Windrichtung

• Abschattungseffekte müssen nur hinsichtlich dieser Hauptwindrichtung minimiert werden

Wind aus allen Himmelsrichtungen

• annähernd kreisförmige Gebietsfläche muss freigehalten werden

  • vereinfachend regelmässiges Sechseck

  • Abstand zw. 2 benachbarten Anlagen: 6 … 15 Rotordruchmesser

im Vergleich zu einer völlig ungestörten Anlage ergeben sich trotzdem Verluste

• Beschreibung durch Windparkwirkungsgrad (90…98%)

trotz dieser Einbusse ist die Anlagenaufstellung in Windparks i.d.R. günstiger

• Kosteneinsparungen bei Installation

• günstigere Wartung

Infolge der geringeren Rauigkeit nimmt die mittlere Windgeschwindigkeit über der Höhe über grossen Wasserflächen schneller zu als an Land

• Das hat zur Folge, dass bei gleicher Leistung Offshore-Anlagen eine Nabenhöhe erlauben, die rund 25% kleiner ist als Onshore

Schallemissionen stellen im Unterschied zu Onshore-Anlagen ein geringeres Problem dar

• dadurch könnten höhere Blattgeschwindigkeiten (bzw. bei geg. Rotordurchmesser höhere Drehzahlen) zugelassen werden

• dies würde aber durch das erhöhte Erosionsrisiko infolge höherer Partikelkonzentrationen zu schnelleren Schädigungen der Blätter führen

Windkraftanlagen im Gebirge bieten verschiedene Vorteile

• je nach Topologie liegen höhere Geschwindigkeiten vor

• Standorte zumeist eher abgelegen

  • akustische Emissionen wie auch

  • unerwünschter periodischer Schattenwurf

möglicher Nachteil

• geänderte Profilierung infolge Eisbildung

  • Wirkungsgradeinbusse

• Massnahmen bei Eisbildung:

  • Hohlblätter, innwendig mit Warmluft durchströmt (Stromkosten für Heizung liegen weit unter Leistungsdefizit durch Vereisung)

  • Detektion mit Eissensoren oder durch Vergleich der Leistung mit einer Referenzleistungskurve bei gleicher Windgeschwindigkeit

Rotor (Rotationsbewegung):

• Ekin→ Emech

Getriebe (Drehzahlerhöhung):

• Emech → Emech

Generator (Umwandlung):

• Emech → Eel

Transformator (Netzspez.):

• Eel → Eel

• Verluste Rotor: 40-60%

• Verluste Getriebe: 2-5%

• Verluste Generator: 2-10%

• Verluste Blattverstellmechanismus: 2%

• Verluste Windrichtungsnachführung: 2%

• Verluste Transformator: 1-2%

• Luftdiche

• Windgeschwindigkeit

• Durchtrittsfläche

Betzsche Leistungskoeffizient cp wird demnach maximal bei einem Verhältnis der Windgeschwindigkeiten hinter und vor dem Rotor von einem Drittel (1/3)

im besten Fall können also höchstens 16/27 (= 0.593), also ca. 60% der kinet. Energie des Windes in mechan. Arbeit umgewandelt werden

• 40% aufgrund grundsätzlicher physikalischer Restriktionen nicht nutzbar!

Die maximale aerodynamische Leistung ist somit:

theoretisches Maximum kann nicht ganz erreicht werden

moderne Windturbinen kommen auf Leistungsbeiwerte cp = 0.45 bis 0.51

Verhältnis zw. Umfangsgeschwindigkeit der Rotorblattspitze, uSpitze, und Windgeschwindigkeit bei ungestörter Anströmung, c0

höhere Schnelllaufzahl bedeutet geringerer Drall nach Rotor

• theoretischer Leistungsbeiwert steigt

• idealer Grenzwert cp,ideal nach Betz wird asymptotisch erreicht

Widerstandskoeffizient cD

Auftriebsbeiwert cL

Profilpolare oder Polardiagramm wird benutzt zur Beurteilung von Profilen

• Auftriebsbeiwert CL als Funktion v. Widerstandsbeiwert CD aufgetragen

Profilpolare hängt neben Anstellwinkel alpha ab von:

• Oberflächenrauigkeit

  • Vergrösserung v. Oberflächenrauigkeit: Oberseite des Profils wesentlich empfindlicher als Druckseite des Profils

  • beeinflusst Umschlag von lamin. zu turb. Strömung

  • Profilnase besonders empfindlich

  • Bereich v. Profilmitte u. Hinterkante weniger kritisch

• Reynolds-Zahl

  • Änderung v. Reynolds-Zahl führt zu anderer Form der Profilpolaren

  • Profile mit glatter Oberfläche: Einfluss v. Re auf Polarenform wird grösser

• Turbulenzgrad der Anströmung

Ableitung nach Betz ist unabhängig von Art des Windkonverters

• Leistungsbeiwert cp dann maximal, wenn =1/3, (angeströmte Fläche bewegt sich mit 1/3 der Windgeschwindigkeit)

• max. Leistungsbeiwert beträgt dann 4/27 des Widerstandsbeiwertes:

Phase I: (c0 < 3…4 m/s)

• liegt Windgeschwindigkeit unterhalb einer anlagenspezifischen Mindestgeschwindigkeit, läuft der Windkraftkonverter nicht an

• die in der nutzbaren Geschwindigkeitsdifferenz enthaltene Energie reicht nicht aus, um Reibungs- und Trägheitskräfte der Anlage zu überwinden

Phase I: (c0 < 3…4 m/s)

Phase II: (3…4 < c0 < 12…14 m/s)

Phase III (12…14 < c0 < 24…26 m/s)

Phase IV: (24…26 < c0 )

Phase II: (3…4 < c0 < 12…14 m/s)

• sobald Windgeschwindigkeit über Mindestgeschwindigkeit, läuft der Rotor an

• theoretisch nutzbare Windleistung steigt proportional zur 3. Potenz der Windgeschwindigkeit

• abgeg. elektrische Leistung ist aber nicht proportional der theoretisch nutzbare Windleistung (aerodynam. Reibungsverluste nehmen mit Quadrat der Geschwindigkeit zu)

Phase III (12…14 < c0 < 24…26 m/s)

• aufgrund Leistungsbeschränkung des Generators darf die vom Rotor aufgenommene Leistung nicht über längeren Zeitraum die installierte Generatornennleistung übersteigen

• durch entsprechende Regelung wird sichergestellt, dass höchstens die installierte Generatorleistung von der Rotorachse an den Generator abgegeben wird

• abgeg. elektrische Leistung entspricht in dieser Phase damit gerade der installierten Generatorleistung

Phase IV: (24…26 < c0 )

• übersteig Windgeschwindigkeit eine anlagenspezifische obere Grenze, muss Anlage abgeschaltet werden, um mechanische Schäden zu vermeiden

Große Windturbinen (3-5 MW)

Vorteile:

• Höhere Energieausbeute pro Turbine.

• Geringere Betriebskosten pro erzeugter kWh.

• Weniger Anlagen auf der Fläche.

Nachteile:

• Höhere Investitionskosten.

• Platzbedarf und Installationsaufwand.

• Mögliche Akzeptanzprobleme aufgrund der Größe.

Kleine Windturbinen (100 kW - 1 MW)

Vorteile:

• Geringere Investitionskosten.

• Flexiblere Platzierung und Transport.

• Bessere Anpassung an schwieriges Gelände.

Nachteile:

• Geringere Effizienz pro Turbine.

• Höhere Wartungskosten pro erzeugter kWh.

• Mehr Flächenbedarf.

Empfehlung: Für große Flächen sind größere Turbinen effizienter und wirtschaftlicher. Kleine Turbinen eignen sich für flexible, schwierige Geländeverhältnisse.

Das Betz'sche Gesetz beschreibt den maximalen Wirkungsgrad, mit dem eine Windturbine die kinetische Energie des Windes in mechanische Energie umwandeln kann.

Es besagt, dass der maximale Energieentzug aus dem Wind nur dann möglich ist, wenn die Windturbine etwa 59,3 % der Windenergie (genauer: 16/27) in nutzbare Energie umwandelt. Dieser Wert wird auch als Betz'sche Zahl bezeichnet und ist die theoretische Obergrenze für den Wirkungsgrad einer Windturbine.

Formel:

Der maximale Energieentzug (Leistungskoeffizient CpC_pCp​) ist:

Cp=1627≈0.593C_p = \frac{16}{27} \approx 0.593Cp​=2716​≈0.593

Warum ist das so?

• Wenn eine Windturbine zu viel Windenergie entzieht, verlangsamt sich der Windstrom so stark, dass die Turbine keine zusätzliche Energie mehr gewinnen kann.

• Das Betz'sche Gesetz stellt sicher, dass immer noch ausreichend Wind hinter der Turbine vorbeiströmt, um den Windfluss aufrechtzuerhalten.

Kurz gesagt, das Betz'sche Gesetz legt die physikalische Grenze für die Energieumwandlung in Windkraftanlagen fest. 😊

1. Leistungsbegrenzung (Pitch-Regelung):

   • Pitch-Mechanismus: In dieser Phase wird der Pitchwinkel der Rotorblätter angepasst, um die Rotorleistung zu begrenzen. Die Rotorblätter werden so gedreht (gepitcht), dass der Windstrom nicht zu viel Energie an die Turbine überträgt, wodurch die Turbine nicht überdreht oder beschädigt wird.

2. Drehzahlregelung:

   • Drehzahlbegrenzung: Die Drehzahl der Turbine wird ebenfalls begrenzt, um die maximale Leistung nicht zu überschreiten. Bei hohen Windgeschwindigkeiten wird die Turbine so eingestellt, dass sie konstant bei der maximalen Nennleistung arbeitet.

3. Stromerzeugung stabilisieren:

   • Generatorsteuerung: Der Generator wird so reguliert, dass er konstant mit der maximalen Leistung arbeitet und keine Überlastung auftritt. Die erzeugte Energie wird im Einklang mit der Windgeschwindigkeit stabilisiert.

1. Abschaltgeschwindigkeit (Cut-out Wind Speed):

   • Abschaltung erfolgt normalerweise bei einer Windgeschwindigkeit von etwa 25 m/s (je nach Turbinentyp und Hersteller). In dieser Phase kann die Windgeschwindigkeit so hoch werden, dass die mechanischen Belastungen der Turbine gefährlich sind.

2. Pitch-Regelung (Blattwinkelverstellung):

   • Blätter werden in den "Stall"-Bereich gebracht (höherer Pitchwinkel), um den Windkraftentzug zu maximieren und die Turbine zu verlangsamen. Wenn die Windgeschwindigkeit weiterhin zu hoch ist, erfolgt die Abschaltung durch volle Blattverstellung.

3. Drehzahlbegrenzung:

   • Die Turbine wird so gesteuert, dass die Drehzahl des Generators nicht über ein sicheres Maß hinaus ansteigt. Die Drehzahlregelung sorgt dafür, dass die Turbine nicht überdreht.

4. Sicherheitsabschaltung:

   • Bei sehr hohen Windgeschwindigkeiten wird die Turbine automatisch abgeschaltet, um mechanische Schäden wie z. B. an den Rotorblättern, Generatoren oder dem Getriebe zu vermeiden. Dies schützt die Anlage vor übermäßigen Belastungen und langfristigen Schäden.

Widerstandsprinzip (Drachen- oder Widerstandskraftprinzip):

• Prinzip: Bei dieser Methode wird die Windenergie durch den Luftwiderstand gegen ein flaches, widerstandsfähiges Objekt umgewandelt.

• Funktionsweise: Ein hoher Widerstand wird durch eine große Fläche erzeugt, die die Windenergie bremst und in mechanische Energie umwandelt.

• Anwendung: Diese Technik wird z. B. bei vertikalen Windturbinen verwendet, bei denen der Wind direkt auf die Rotorblätter trifft und den Widerstand erzeugt.

Auftriebsprinzip:

• Prinzip: Die Windenergie wird durch den Auftrieb erzeugt, der durch die Form der Rotorblätter erzeugt wird. Ähnlich wie bei einem Flugzeugflügel, der in Bewegung mehr Luftdruck auf der Oberseite als auf der Unterseite erzeugt.

• Funktionsweise: Bei dieser Methode wird der Wind entlang eines profilieren Rotors geführt, der den Auftrieb nutzt, um die Turbine in Bewegung zu setzen.

• Anwendung: Diese Technik wird bei horizontalen Windturbinen genutzt, bei denen der Rotor eine bestimmte Form und Neigung hat, um den Wind effizient zu nutzen.

Das Auftriebsprinzip ist in der Regel effizienter. Es kann mehr Energie aus dem Wind gewinnen, da der Auftriebseffekt die Energie der Luft besser und kontinuierlicher nutzt. Bei diesem Prinzip werden die Blätter so gestaltet, dass sie in unterschiedlichen Windrichtungen effizient arbeiten und die Windkraft besser umwandeln.

Das Widerstandsprinzip führt in der Regel zu höheren Verlusten und ist weniger effizient, da der Wind hauptsächlich durch die Fläche des Objekts gebremst wird, was zu größeren Luftwiderständen führt.