Windenergieanlage, Windpark und Verfahren zum Erzeugen von Energie

Ausführungsbeispiele beziehen sich auf eine Windenergieanlage, wie sie beispielsweise in Windparks angeordnet werden können, einen Windpark und ein Verfahren zum Erzeugen von Energie. Aufgrund unterschiedlicher Herausforderungen und Problemen bei der Gewinnung von Energie mittels konventioneller Technologien steigt ein Interesse an erneuerbaren bzw. ökologisch verträglicheren Energiequellen. Neben der Solartechnik stellt so beispielsweise der Einsatz von Windenergieanlagen eine solche umweltverträglichere Technologie zur Versorgung mit Energie dar.

Windenergieanlagen werden hierbei typischerweise an Orten errichtet und betrieben, an denen einerseits eine grundlegende Eignung für den Betrieb einer solchen Anlage gegeben ist, und andererseits weitere Rahmenbedingungen die Errichtung und den Betrieb ermöglichen. Einfluss auf diese Rahmenbedingungen kann beispielsweise ein mit dem Abtransport der erzeugten Energie verbundene Aufwand, Aufwand für den Betrieb, Wartung und Unterhalt entsprechender Windenergieanlagen, aber auch der Aufwand für die Erschließung des betreffenden Areals und die öffentliche Akzeptanz der Windenergieanlagen zählen, um nur einige der betreffenden Randbedingungen nennen. Hierbei können die Windenergieanlagen beispielsweise an Land (Onshore-Anlagen), aber auch auf dem Meer (Offshore-An lagen) errichtet und betrieben werden.

Es besteht so ein Bedarf daran, eine höhere Flächenwirtschaftlichkeit zu erzielen. Diesem Bedarf tragen eine Windenergieanlage gemäß Patentanspruch 1 , ein Windpark gemäß Patentanspruch 7 und ein Verfahren zum Erzeugen von Energie ge- mäß Patentanspruch 12 Rechnung.

Eine Windenergieanlage mit horizontaler Achse und mindestens einem Rotorflügel gemäß einem Ausführungsbeispiel weist im regulären Betrieb bei einer Windgeschwindigkeit von mehr als 4 m/s stets als einen statischen Schubbeiwert c _s einen klei- neren Wert als c _s = 0.8 auf. Sie ist ferner für eine Auslegungsturbulenzintensivität entsprechend der Definition zum charakteristischen Wert der Turbulenzintensivität l ₁₅ bei 15 m/s nach IEC 61400-1 , Edition 2 von mehr als 18% und weniger als 26% ausgelegt. Ein Windpark gemäß einem Ausführungsbeispiel umfasst eine Mehrzahl von Windenergieanlagen, also wenigstens zwei Windenergieanlagen, wobei wenigstens eine Windenergieanlage der Mehrzahl von Windenergieanlagen eine Windenergieanla- ge gemäß einem Ausführungsbeispiel ist.

Ein Verfahren gemäß einem Ausführungsbeispiel zum Erzeugen von Energie umfasst ein Erzeugen von Energie mittels einer Windenergieanlage und ein Erzeugen von Energie mittels wenigstens einer weiteren Windenergieanlage, wobei die wenigs- tens eine weitere Windenergieanlage in einem Nachlauf der Windenergieanlage mit einem reduzierten, auf den Rotordurchmesser bezogenen dimensionslosen Abstand angeordnet ist. Die Windenergieanlage weist eine horizontale Achse und mindestens einen Rotorflügel auf, wobei die Windenergieanlage im regulären Betrieb bei einer Windgeschwindigkeit von mehr als 4 m/s stets einen statischen Schubbeiwert c _s kleiner als c _s = 0.8 aufweist und für eine Auslegungsturbulenzintensivität entsprechend der Definition zum charakteristischen Wert der Turbulenzintensivität l ₁₅ bei 15 m/s nach I EC 61400-1 , Edition 2 von mehr als 18% und weniger als 26% ausgelegt ist bzw. diese aufweist. Ausführungsbeispielen liegt so die Erkenntnis zugrunde, dass hierdurch eine

Flächenwirtschaftlichkeit für einen Anlagenstandort eines Windparks erhöht werden kann, da die einzelnen Windenergieanlagen mit geringeren Abständen aufgebaut werden können. Selbstverständlich ist die Erzeugung von Energie im Sinne einer Umwandlung einer Energieform in eine andere zu verstehen. Der Begriff der„Erzeugung von Energie" ist daher im Sinne einer Gewinnung technisch leichter verwertbarer Energie oder Energieformen zu verstehen, also beispielsweise im Sinne einer Gewinnung, Umwandlung oder Erzeugung von elektrischer Energie mithilfe einer Windenergieanlage.

Optional kann bei einer Windenergieanlage gemäß einem Ausführungsbeispiel zusätzlich das Rotorprofil des Rotorflügels der Windenergieanlage an einem, durch eine maximale Gleitzahl gekennzeichneten, Auslegungspunkt in einem äußeren Bereich des Rotorflügels einen Auftriebsbeiwert von c _A = 1 .3 und einen Widerstandsbeiwert von c _w = 0.01 nicht überschreiten. Dabei kann dieses Profil einen Anstellwinkelbereich von mehr als 5° aufweisen, in welchem der Widerstandsbeiwert den Wert des minimalen Wider- standsbeiwertes von c _w ^ 0.007 um 50% nicht überschreitet. Ergänzend oder alternativ kann eine Blattspitzengeschwindigkeit von 71 .5 m/s in einem gesamten Betriebsbereich nicht überschritten werden. Ebenso ergänzend oder alternativ kann die Auslegungs- schnelllaufzahl mindestens 6.5 aber weniger als 8.5 betragen.

Der Auslegungspunkt ist hierbei der Punkt, an dem die maximale Gleitzahl vorliegt, also das maximale Verhältnis von Auftriebskraft zur Widerstandskraft des Rotorflügels. Die Auslegungswindgeschwindigkeit kann dabei beispielsweise so definiert sein, dass es die Windgeschwindigkeit ist, bei der ein Leistungsbeiwert maximal wird. Ent- sprechend kann beispielsweise auch die Auslegungsschnelllaufzahl, die das Verhältnis der Umfangsgeschwindigkeit des Rotorblatts (Blattspitzengeschwindigkeit) zur Windgeschwindigkeit angibt. Dies kann selbstverständlich auch bei anderen Punkten als dem Auslegungspunkt gelten. Der Schubbeiwert c _s wird auch als c _T -Wert (thrust) bezeichnet. Ebenso wird der

Auftriebsbeiwert c _A auch als c _L -Wert (lift) und der Widerstandsbeiwert c _w auch als c _D - Wert (drag) bezeichnet. Anders ausgedrückt werden für das Formelzeichen c _s auch das Formelzeichen c _T , für das Formelzeichen c _A auch das Formelzeichen c _L und für das Formelzeichen c _w auch das Formelzeichen c _D verwendet.

Ergänzend oder alternativ kann bei einer Windenergieanlage gemäß einem Ausführungsbeispiel der wenigstens eine Rotorflügel in einem Außenbereich bei einem Anströmwinkel von 0° einen Widerstandsbeiwert von c _w = 0.005 und einen Auftriebsbeiwert von c _A = 0.5 aufweisen, wobei optional in einem sauberen Zustand eine maximale Gleitzahl E von mehr als 150 erreicht werden kann. Auch hierdurch kann es gegebenenfalls möglich sein, eine gegenseitige Störung von Windenergieanlagen in einem Windpark zu reduzieren. Ergänzend oder alternativ kann hierdurch gegebenenfalls auch eine Effizienz einer einzelnen Windenergieanlage gesteigert werden. Der Außenbereich des Rotorflügels kann dabei beispielsweise ein Bereich des

Rotorflügels sein, der ausgehend von der Blattspitze mindestens 1 /6, höchstens 1 /3 der gesamten Rotorflügellänge umfasst.

Ergänzend oder alternativ kann beispielsweise eine Windenergieanlage gemäß einem Ausführungsbeispiel so ausgelegt sein, dass sie eine Schnelllaufzahl von 8, eine maximale Blattspitzengeschwindigkeit von 71 m/s und einen Schubbeiwert c _s von 0.752 aufweist. Optional kann eine solche Windenergieanlage gemäß einem Ausführungsbeispiel einen Rotordurchmesser von 1 15 m und eine Auslegungswindgeschwindigkeit von 8.75 m/s aufweisen. Optional kann so gegebenenfalls bei einer Windenergieanlagen gemäß einem Ausführungsbeispiel nahe einer Spitze des wenigstens einen Rotorflügels eine Reynoldszahl von weniger als 4 Millionen vorliegen.

Ergänzend oder alternativ kann eine Windenergieanlage gemäß einem Ausführungsbeispiel in einem Windpark mit mindestens zwei Anlagen und davon mindestens einer Windenergieanlage in einem Nachlauf mit einem reduzierten, auf den Rotor- durchmesser bezogenen dimensionslosen Abstand angeordnet sein. Die Flächenwirtschaftlichkeit kann so gegebenenfalls gegenüber einer Konfiguration mit konventionellen Anlagen für einen Anlagenstandort des Windparks erhöht werden.

Optional können bei einem Windpark gemäß einem Ausführungsbeispiel die Windenergieanlagen der Mehrzahl von Windenergieanlagen solche gemäß einem Ausführungsbeispiel sein, die in einer Windparkkonfiguration angeordnet sind. So können beispielsweise alle Windenergieanlagen der Mehrzahl von Windenergieanlagen solche gemäß einem Ausführungsbeispiel sein. Anders ausgedrückt kann ein Windpark gemäß einem Ausführungsbeispiel eine Mehrzahl von Windenergieanlagen gemäß einem Aus- führungsbeispiel umfassen, die in einer Windparkkonfiguration angeordnet sind.

Optional können bei einem Windpark gemäß einem Ausführungsbeispiel die Windenergieanlagen der Mehrzahl von Windenergieanlagen entlang einer Hauptwindrichtung und entlang einer Nebenwindrichtung angeordnet sein. Hierdurch kann es ge- gebenenfalls möglich sein, eine effizientere Anströmung der einzelnen Windenergieanlagen umzusetzen.

Optional können die Windenergieanlagen der Mehrzahl von Windenergieanlagen gemäß einem Ausführungsbeispiel in einer im Wesentlichen rechtwinkligen Windpark- konfiguration angeordnet sein. Optional kann bei einem Windpark gemäß einem Ausführungsbeispiel die Mehrzahl von Windenergieanlagen beispielsweise zwanzig Windenergieanlagen umfassen, um nur eines von vielen möglichen Ausführungsbeispielen aufzuführen. So kann es gegebenenfalls ergänzend oder alternativ möglich sein, bei einem Windpark gemäß einem Ausführungsbeispiel die Mehrzahl der Windenergieanlagen so anzuordnen, dass diese einen reduzierten, auf den Rotordurchmesser bezogenen dimensionslosen Abstand aufweisen. Optional kann so bei einem Verfahren gemäß einem Ausführungsbeispiel die wenigstens eine weitere Windenergieanlage eine horizontale Achse und mindestens einen Rotorflügel aufweisen, wobei die wenigstens eine weitere Windenergieanlage in einem regulären Betrieb bei einer Windgeschwindigkeit von mehr als 4 m/s stets einen statischen Schubbeiwert c _s kleiner als c _s = 0.8 aufweist und die wenigstens eine weitere Windenergieanlage für eine Auslegungsturbulenzintensivität entsprechend der Definition zum charakteristischen Wert der Turbulenzintensivität l ₁₅ bei 15 m/s nach I EC 61400-1 , Edition 2 von mehr als 18% und weniger als 26% ausgelegt ist. Anders ausgedrückt kann es sich auch bei der wenigstens einen weiteren Windenergieanlage um eine Windenergieanlage gemäß einem Ausführungsbeispiel handeln.

Ergänzend oder alternativ kann bei einem Verfahren gemäß einem Ausführungsbeispiel zusätzlich das Rotorprofil des Rotorflügels der Windenergieanlage an ei- nem, durch eine maximale Gleitzahl gekennzeichneten, Auslegungspunkt im äußeren Bereich des Rotorflügels einen Auftriebsbeiwert von c _A = 1 .3 und einen Widerstandsbeiwert von c _w = 0.01 nicht überschreiten, wobei dieses Profil einen Anstellwinkelbereich von mehr als 5° aufweisen kann, in welchem der Widerstandsbeiwert den Wert des minimalen Widerstandsbeiwertes von c _w ^ 0.007 um 50% nicht überschreitet. Er- gänzend oder alternativ kann optional eine Blattspitzengeschwindigkeit von 71 .5 m/s in einem gesamten Betriebsbereich nicht überschritten werden. Ebenso ergänzend oder alternativ kann optional die Auslegungsschnelllaufzahl mindestens 6.5 aber weniger als 8.5 betragen. Bei einem Ausführungsbeispiel eines Verfahrens können die zuvor genannten

Verfahrensschritte in der angegebenen, jedoch auch gegebenenfalls in einer abweichenden Reihenfolge durchgeführt werden. So können gegebenenfalls einzelne Verfahrensschritte simultan, zumindest jedoch auch zeitlich überlappend erfolgen, sofern sich aus deren Beschreibung oder dem technischen Zusammenhang nichts anderes ergibt.

Wie zuvor bereits erwähnt wurde, kann der Außenbereich des Rotorflügels dabei beispielsweise ein Bereich des Rotorflügels sein, der ausgehend von der Blattspitze mindestens 1 /6, höchstens 1 /3 der gesamten Rotorflügellänge umfasst. Nachfolgend werden Ausführungsbeispiele unter Bezugnahme auf die beiliegenden Figuren näher erläutert. Fig. 1 zeigt eine schematische Seitenansicht einer Windenergieanlage gemäß einem Ausführungsbeispiel; Fig. 2 zeigt ein mögliches Profil eines Rotorflügels einer Windenergieanlage gemäß einem Ausführungsbeispiel;

Fig. 3 zeigt eine schematische Aufsicht auf einen Windpark gemäß einem Ausführungsbeispiel;

Fig. 4 zeigt eine schematische Aufsicht auf einen konventionellen Windpark; und

Fig. 5 zeigt ein Flussdiagramm eines Verfahrens zum Erzeugen von Energie gemäß einem Ausführungsbeispiel.

Einige Ausführungsbeispiele werden nun ausführlicher unter Bezugnahme auf die beiliegenden Figuren näher beschrieben. In den Figuren können die Dickenabmessungen von Linien, Bereichen, Schichten und/oder Regionen um der Deutlichkeit Willen übertrieben dargestellt sein.

Bei der nachfolgenden Beschreibung der beigefügten Figuren, die lediglich einige exemplarische Ausführungsbeispiele zeigen, können gleiche Bezugszeichen gleiche oder vergleichbare Komponenten bezeichnen. Ferner können zusammenfassende Bezugszeichen für Komponenten und Objekte verwendet werden, die mehrfach in einem Ausführungsbeispiel oder in einer Zeichnung auftreten, jedoch hinsichtlich eines oder mehrerer Merkmale gemeinsam beschrieben werden. Komponenten oder Objekte, die mit gleichen oder zusammenfassenden Bezugszeichen beschrieben werden, können hinsichtlich einzelner, mehrerer oder aller Merkmale, beispielsweise ihrer Dimensionierungen, gleich, jedoch gegebenenfalls auch unterschiedlich ausgeführt sein, sofern sich aus der Beschreibung nicht etwas anderes explizit oder implizit ergibt.

Obwohl Ausführungsbeispiele auf verschiedene Weise modifiziert und abgeändert werden können, sind Ausführungsbeispiele in den Figuren als Beispiele dargestellt und werden hierin ausführlich beschrieben. Es sei jedoch klargestellt, dass nicht beabsichtigt ist, Ausführungsbeispiele auf die jeweils offenbarten Formen zu beschränken, sondern dass Ausführungsbeispiele vielmehr sämtliche funktionale und/oder strukturelle Modifikationen, Äquivalente und Alternativen, die im Bereich der Erfindung liegen, abdecken sollen. Gleiche Bezugszeichen bezeichnen in der gesamten Figurenbeschreibung gleiche oder ähnliche Elemente. Wie bereits eingangs beschrieben wurde, werden Windenergieanlagen typischerweise an Orten errichtet und betrieben, an denen einerseits eine grundlegende Eignung für den Betrieb einer solchen Anlage gegeben ist, also beispielsweise eine ausreichende Windstärke mit entsprechender Häufigkeit vorherrscht, andererseits jedoch auch weitere Rahmenbedingungen die Errichtung und den Betrieb einer solchen Wind- energieanlage ermöglichen. Die unterschiedlichen Einflüsse auf diese Rahmenbedingungen können vielfältig sein. Hierbei können die Windenergieanlagen beispielsweise an Land (Onshore-Anlagen), aber auch auf dem Meer (Offshore-Anlagen) errichtet und betrieben werden. Es besteht so ein Bedarf daran, eine höhere Flächenwirtschaftlichkeit zu erzielen. Konventionell wird eher ein anderer Weg beschritten.

Ein Windenergieanlagentyp wird weitgehend im Rahmen der Norm I EC 61400 ausgelegt. Hierbei wird eine Turbinenauslegung gewählt, welche aus den normativ defi- nierten Windverhältnissen bei möglichst geringen Kosten einen möglichst großen Energieertrag erlaubt. Um dies zu erreichen, ist ein möglichst großer aerodynamischer Wirkungsgrad des Turbinenrotors bei gleichzeitig geringem Materialeinsatz zu realisieren. Die übliche Auslegung des Windturbinenrotors erfolgt so, dass durch Wahl einer geeigneten Flügelgeometrie ein möglichst großer Leistungsbeiwert bei optimalem Anstellwin- kel erreicht wird.

Bezogen auf das einzelne Rotorblattprofil ist insbesondere die Gleitzahl ein Maß für die Leistungsfähigkeit. Diese ist charakterisiert als Verhältnis von Auftriebskraft zur Widerstandskraft des Rotorflügels. Je größer dieses Verhältnis ist, umso effizienter ist das Profil. Die maximale Gleitzahl kennzeichnet den Auslegungspunkt eines Rotorflügels einer Windenergieanlage und bestimmt den optimalen Anstellwinkel. Dabei wird eine maximale Gleitzahl größer 150 angestrebt.

Um einen solchen Wert zu erreichen, werden Profilgeometrien mit möglichst großem Auftriebsbeiwert c _A und möglichst kleinem Widerstandbeiwert c _w gewählt. Hierbei werden im Auslegungspunkt Auftriebsbeiwerte von c _A > 1 .0, häufig sogar c _A > 1 .5, erreicht und gewählt. Mit der Steigerung des Auftriebsbeiwertes c _A geht jedoch in aller Regel auch eine Steigerung des Widerstandsbeiwertes c _w einher.

Die Betriebsparameter eines Turbinenrotors wie Nenndrehzahl und Schnelllauf- zahl werden vorwiegend nach wirtschaftlichen und emissionsfachlichen Aspekten gewählt.

Die Nenndrehzahl des Rotors ist gekennzeichnet als Verhältnis der Blattspitzengeschwindigkeit v _T i _P zum Rotorumfang. Die Nenndrehzahl wird dabei so groß wie möglich gewählt, um das zu übertragene Rotormoment zu verringern. Einer Erhöhung der Nenndrehzahl stehen jedoch schallemissionsfachliche Restriktionen entgegen. Bekanntermaßen steigt die Schallemission einer Windturbine mit der Umfangsgeschwindigkeit der Rotorblattspitzen an. Als Kompromiss zwischen hinnehmbaren Schallemissionen und geringem Rotordrehmoment werden konventionell meist Blattspitzenge- schwindigkeiten zwischen 72 m/s und 80 m/s gewählt. Teilweise wird versucht, diese Werte durch eine spezielle, geräuschoptimierte Profilgebung am Rotor noch zu erhöhen.

Die Auslegungsschnelllaufzahl des Turbinenrotors ist definiert als Quotient aus Umfangsgeschwindigkeit der Blattspitze v _tip und der am Auslegungspunkt vor- herrschenden Windgeschwindigkeit v _wind . Als entscheidender Designparameter einer Windturbine wird die Auslegungsschnelllaufzahl nach den zuvor genannten Designkriterien und dem realisierbaren Drehzahlband der Turbine festgelegt.

Die durch eine Windturbine induzierte Turbulenz der Luftströmung, welche die Leistungsfähigkeit der Turbinen im Nachlauf beeinflusst, ist vor allem durch die Schubkraft des Rotors bestimmt. Deren Größe wird durch den Staudruck und die Rotorgröße sowie den Schubbeiwert gekennzeichnet. Da der Staudruck durch die Luftdichte und die vorhandene Windgeschwindigkeit sowie der Rotordurchmesser für einen gegebenen Anlagentyp nicht veränderbar sind, kann die induzierte Turbulenz nur mittels der die Schubbeiwerte determinierenden Parameter Profilgebung und Betriebsbedingungen beeinflusst werden. Der Schubbeiwert von konventionellen Anlagen erreicht im Teillastbetrieb einen Wert von mehr als 0.8, bei sehr geringen Windgeschwindigkeiten wird oft ein Wert von 1 .0 erreicht oder überschritten. Die Lastannahmen für Windenergieanlagen werden entsprechend normativer

Vorgaben für bestimmte Windklassen berechnet. Am häufigsten zur Anwendung kommt hier die I EC 61400. Neben den Auslegungswindgeschwindigkeiten werden in der I EC 61400-1 für die Turbulenzintensivität charakteristische Werte ₅ (Edition 2) bzw. Erwartungswerte l _ref (Edition 3) für die verschiedenen Windkategorien definiert, jeweils bezogen auf eine Windgeschwindigkeit von 15 m/s.

Nach der Norm I EC 61400-1 (Edition 2) sind für die Turbulenzkategorien A und B Auslegungsturbulenzintensivitäten von 18% beziehungsweise 16% definiert. Nach der Norm I EC 61400-1 (Edition 3) sind für die Turbulenzkategorien A, B und C Auslegungs- turbulenzintensivitäten von 16%, 14% beziehungsweise 12% definiert.

In der DE 200 23 134 U 1 und der DE 199 48 196 A1 wird ein Windpark aus wenigstens zwei Windenergieanlagen beschrieben, wobei die von den Windenergieanlagen abgegebene Leistung in ihrem Betrag auf einen maximal möglichen Netzeinspeisewert begrenzt ist, welcher geringer ist als der maximal mögliche Wert der abzugebenden Leistung. Der maximal mögliche Einspeisewert ist durch die Aufnahmekapazität des Netzes bestimmt. Die Windenergieanlagen, die dem Wind innerhalb des Windparks zuerst ausgesetzt sind, werden in ihrer Leistung weniger begrenzt als Windenergieanlagen, die in Windrichtung hinter (Windschatten) den vorgenannten Windenergieanlagen stehen. Sobald die Windgeschwindigkeiten hoch genug sind, um die Grenzleistung zu erzeugen, greift die Windparkregelung ein und regelt einzelne oder alle Anlagen bei Überschreitung der Gesamt-Maximalleistung derart ab, dass diese immer eingehalten wird. Die Windparkleistungsregelung regelt in diesem Fall die einzelnen Anlagen so, dass sich der maximal mögliche Energieertrag einstellt. Die DE 10 2008 052 858 A1 beschreibt ein Profil eines Rotorblattes einer Windenergieanlage, welches auf einen maximalen Auftriebsbeiwert ausgelegt ist, ohne dass jedoch auf eine mögliche Optimierung die Gleitzahl oder des Turbulenzverhaltens eingegangen wird. Bei diesem Profil verläuft die Skelettlinie wenigstens abschnittsweise unterhalb der Sehne in Richtung der Druckseite und das Profil weist eine relative Profil- dicke von mehr als 45% bei einer Dickenrücklage von weniger als 50% auf, wobei ein Auftriebsbeiwert (c _A ) bei turbulenter Umstromung von mehr als 0.9, insbesondere mehr als 1 .4, erreicht wird.

Ein Verfahren zur Steuerung von Windturbinen zur Reduzierung von Nachlauf- belastungen zum Zweck der Steigerung des Ertrags eines Windparks ist aus der EP 2 063 108 A2 bekannt. Es wird ein Steuersystem für eine Windpark- Stromerzeugungsanlage beschrieben, wobei in dem Windpark wenigstens eine Windturbine in Windrichtung und wenigstens eine Windturbine im Nachlauf angeordnet sind und eine zentrale Verarbeitungs- und Steuereinheit mit diesen Turbinen verbunden ist, wobei die zentrale Verarbeitungs- und Steuereinheit die Daten aus mindestens der im Vorlauf stehenden Turbine empfängt, den Zustand der mindestens einen im Nachlauf stehenden Turbine ermittelt und wenn nötig die im Vorlauf stehende Turbine selektiv anzusteuern, um die Energieausbeute des gesamten Windparks zu erhöhen. Jede Windturbine weist dabei eine lokale Steuerung auf. Ein weiteres Verfahren zur Reduzierung von Nachlaufbelastungen von Windturbinen durch Steuerung des Neigungswinkels der Rotorblätter und der Drehzahl von Einzelanlagen ist aus der DE 10 2010 026 244 A1 bekannt, wobei bei einer Windturbine auf Ertragspotential verzichtet wird, wenn in Windrichtung weitere Windturbinen nachfolgen. Insbesondere sollen bei der nachfolgenden Windturbine Ertragseinbußen durch Ab- schattungseffekte oder Materialbelastungen durch Turbulenzen begrenzt werden, in dem an der ersten Anlage die Rotordrehzahl erhöht wird oder die Rotorblätter weniger stark gegen den Wind angestellt werden. Die Anlagenregelung wird also so programmiert, dass die Anlage bei Wind in Richtung einer nachfolgenden Anlage ihre eigene Leistung zu Gunsten der nachfolgenden reduziert, während bei anderen Windrichtungen eine rein anlagenbezogene, optimierte Regelung stattfindet.

Beide Verfahren zielen ausschließlich auf die Leistungsoptimierung bestehender Konfigurationen ab. Ein Verfahren zur Auslegung von Windparkkonfigurationen zur Reduktion von

Nachlaufeffekten ist aus der EP 2 246 563 A2 bekannt. Das Verfahren umfasst die Bestimmung der Windverhältnisse an einem Standort durch eine Modellierung des Windzustandes mit den Nachlaufeffekten an den jeweiligen Standorten infolge kumulativer Effekte aus der Platzierung der Windenergieanlagen und die Auswahl der Windkraftan- lagenkonfiguration. Damit wird auf die tatsächlichen Windverhältnisse eingegangen, wobei eine Auswahl der Turbinenkonfiguration einschließlich einer Auswahl der Nabenhöhe zur Senkung der Verluste der Einzelanlagen in Abhängigkeit der tatsächlichen Windverhältnisse getroffen wird. Hierbei wird jedoch nicht auf die Auslegung, den Betrieb und die Steuerung von Einzelanlagen eingegangen, sondern auf die Modellierung der zu erwartenden Ertragsleistung eines Windparks an einem ausgewählten Standort aufgrund der dort herrschenden tatsächlichen Windverhältnisse. Ein Verfahren zur Erhöhung des Flächenenergieertrages eines Windparks ist aus der DE 10 201 1 051 174 A1 bekannt. Hierbei werden die Drehrichtungen der Einzelanlagen mit im Wesentlichen horizontalen Drehachsen der Rotoren zur Leistungs- Steigerung durch Reduzierung des Turbulenzgrades von Nachlaufströmungen ange- passt, wobei die einzelnen Energieanlagen des Wind- oder Meeresströmungsparks Rotoren unterschiedlicher Drehrichtungen aufweisen.

Die EP 1 790 851 A2 und die US 2007/0124 025 A1 beschreiben ein Verfahren zur Steuerung von Windenergieanlagen in einem Windpark, wobei Daten von Windenergieanlagen im Vorlauf und im Nachlauf erfasst, verglichen und zur Steuerung der Windenergieanlagen im Vorlauf eingesetzt werden, um durch eine Regelung der Geschwindigkeit der im Vorlauf stehenden Turbinen eine Verringerung der Ermüdungsbelastungen der Turbinen im Nachlauf zu erreichen.

In der US 201 1/0046 803 A1 und in der US 2010/0078 940 A1 wird die Regelung eines Windparks mit mehreren Windkraftanlagen, deren Drehzahlen variabel ist, beschrieben. In der US 2010/0078 940 A1 wird zur Drehzahl der Windenergieanlagen zusätzlich auch der Anstellwinkel geregelt. In der Nähe der Windkraftanlagen sind Aero- graphen angeordnet, um die Richtungen und Kräfte des Windes an den Standorten der Windanlagen zu messen. Über Regelungseinrichtungen an den Windkraftanlagen wird die Drehzahl und/oder der Anstellwinkel der Windkraftanlagen geregelt, wobei eine zentrale Regelung den Leistungsausgang des Windparks für einen vorgegebenen Zeitraum konstant hält und über die Regeleinrichtungen an den Windkraftanlagen die Drehzahlen und/oder den Anstellwinkel der Windkraftanlagen in Übereinstimmung mit der kontrollierten Leistungsabgabe regelt.

In der WO 2004/1 1 1 446 A1 wird ein Turbinenbetrieb beschrieben, der wenigstens aus einer ersten Turbine und mindestens aus einer zweiten Turbine besteht, wobei die Turbinen durch die Energie aus einem strömenden Fluid angetrieben werden. Wenn die zweite Turbine unter ihrer nominalen Leistung liegt, wird an der ersten Turbine die axiale Induktion in Bezug auf die zweite Turbine abgesenkt, um so die Turbulenzen an der zweiten Turbine auf der Leeseite zu reduzieren. In der CA 2 529 336 A1 sowie in der JP 2002-027 679 A wird ein Verfahren zum

Betreiben eines Windparks mit einer Vielzahl von Windkraftanlagen beschrieben, wobei das Verfahren das Überwachen der Windgeschwindigkeit an den Windenergieanlagen, das Übertragen der Signale an ein Regelungssystem sowie die Überwachung und Regelung der Änderung der Leistung des Windparks über die Koordinierung der Betriebs- zustände der Windenergieanlagen umfasst.

Eine Regelung und ein Regelungsverfahren für einen Windpark mit einer Vielzahl von Windkraftanlagen zur Erzeugung elektrischer Energie aus Wind werden in der JP 2002-349 413 A offenbart, wobei die Regelungseinrichtungen der Windkraftanlagen untereinander über eine Kommunikationseinheit kommunizieren. Die Netzeinspeiseleis- tung des Windparks wird auf einen Zielwert eingestellt, auf dessen Wert die Regelungseinrichtung der Windenergieanlage in Abstimmung mit der Netzeinspeiseleistung regelt.

Die JP 2001 -234 845 A offenbart eine Windparkregelung mit einer Vielzahl von Windenergieanlagen, wobei die Windparkregelung Windenergieanlagen mit großen Leistungsschwankungen unterdrückt und so die gesamten Leistungsschwankungen des Windparks reduziert.

Der zunehmende Ausbau der Windenergie führt zu einer Verknappung der für die Errichtung von Windenergieanlagen zur Verfügung stehenden Flächen, so dass eine konzentrierte Nutzung dieser knappen Ressource„Fläche" geboten ist. Windenergieanlagen werden aber bisher so ausgelegt und betrieben, dass sie als Einzelanlagen betrachtet werden und für sich einen möglichst großen Ertrag bei minimierten Stückkosten generieren. Diese Auslegungsweise und Betriebsführung ist jedoch nicht optimal für die Funktion und den Ertrag dieser Turbinen in einem Windparkverbund. Die theoretisch mögliche Ertragsausbeute eines solchen Windparks wird nicht optimal ausgenutzt.

Die Wahl des Betriebsparameters der Rotornenndrehzahl als Kompromiss zwischen minimal zu übertragendem Rotordrehmoment und maximal zulässiger Blattspitzengeschwindigkeit führt insbesondere im Nennlastbereich zu Rotordrehzahlen, welche aus Turbulenzsicht als ungünstig anzusehen sind. Gleichermaßen führt die Wahl einer hohen Schnelllaufzahl insbesondere im Teillastbereich zu ungünstigen Rotordrehzahlen. Beides ist wiederum ungünstig für die Aufstellung von Turbinen in Windparkkonfigurationen, da mit steigender Nachlaufturbulenz die Wechselbelastungen auf nachfolgende Maschinen ungünstig erhöht werden. Auch ist das Profil eines Rotorblattes einer Windturbine meist auf eine größtmögliche Gleitzahl ausgelegt. Mit einer solchen Profilauslegung geht jedoch oft eine Steigerung des Widerstandes einher, der jedoch einem verbesserten Turbulenzverhalten entgegen steht. Weiterhin folgt durch eine solche Profilauswahl, dass bereits bei kleinen Abweichungen des Anstellwinkels vom Auslegungspunkt infolge einer zusätzlichen Erhöhung des Widerstandsbeiwertes deutlich reduzierte Gleitzahlen und damit eine nochmalige Verschlechterung des Turbulenzverhaltens zu verzeichnen sind.

Mit einer reduzierten Gleitzahl sinkt zudem die Effizienz einer Windenergieanla- ge im turbulenten Wind, da in einer stark turbulenzbehafteten Strömung schnell wechselnde Windgeschwindigkeiten (Böen) durch die Trägheit von Regelung und System zu einem Betrieb führen, der nicht den Parametern des Auslegungspunktes entspricht.

Weiterhin führen die konventionellen, beschriebenen Richtlinien hinsichtlich der Lastauslegung zu Maschinendesigns, welche für die maximale Flächenwirtschaftlichkeit in einem Windpark nicht optimal sind. Der Grund hierfür ist, dass Windenergieanlagen- typen aus Kostengründen über eine geringe Auslegungsturbulenzintensivität verfügen.

Mit einer geringen Auslegungsturbulenzintensivität geht konventionell ebenfalls meist ein vergleichsweise hoher Widerstand einher, der wiederum zu einem verschlechterten Turbulenzverhalten führt. Dies äußert sich in einem hohen Schubbeiwert und damit verbundenen, hohen Nachlaufturbulenzen des Rotors. Damit sinkt die Effizienz einer Turbine in deren Nachlauf. Daher sind im Windparkverbund relativ große Abstände der Maschinen untereinander erforderlich. Insbesondere sind derartig ausgelegte Maschi- nen nur unzureichend an Standorte mit hoher Umgebungsturbulenz, beispielsweise Waldstandorte, als auch unzureichend für eine Lückenbebauung in bestehenden Windparks angepasst. Auch dieser Aspekt ist nachteilig für die Effizienz einer Windturbine in einer Windparkkonfiguration. Die Herausforderung besteht darin, eine Windenergieanlage für Windparks zu entwickeln, bei der die Einzelanlagen aerodynamisch und mechanisch derart auszulegen und zu betreiben sind, dass im Windparkverbund eine größtmögliche Flächenwirtschaftlichkeit durch eine möglichst hohe Anlagendichte generiert wird, ohne dass dies die Lebensdauer der Einzelmaschinen negativ beeinflusst. Kern von Ausführungsbei- spielen ist dabei die Fokussierung auf den flächenwirtschaftlichkeitsoptimierten Turbinenbetrieb im Windparkverbund durch Reduktion der Nachlaufstörungen mit speziellen Rotorprofilen und angepassten Betriebsparametern bei gleichzeitig gesteigerter mechanischer Robustheit der Einzelmaschine gegenüber windparkinduzierten und umge- bungsinduzierten Turbulenzen. Die Herausforderung wird durch eine Windenergieanlage gemäß einem Ausführungsbeispiel mit horizontaler Achse und mindestens einem Rotorflügel so gelöst, dass die Windenergieanlage im gesamten Betriebsbereich einen statischen Schubbeiwert von c _s = 0.8 nicht überschreitet, sofern die Windgeschwindigkeit mehr als 4 m/s beträgt. Zusätzlich wird die Windenergieanlage so ausgeführt, dass die Anforderungen entsprechend einer Auslegungsturbulenzintensivität von l ₁₅ = 18% nach I EC 61400-1 , Edition 2 (Turbulenzkategorie A) und entsprechend einer Auslegungsturbulenzintensivi- tät von l _ref = 16% nach I EC 61400-1 , Edition 3, (Turbulenzkategorie A) übererfüllt werden.

Die Rotorflügelprofile der Windenergieanlage weisen im Außenbereich im Auslegungspunkt der Windenergieanlage, der durch eine maximale Gleitzahl gekennzeichnet ist, bei einer Reynoldszahl von 5 Millionen einen Auftriebsbeiwert von c _A < 1 .3 und einen Widerstandsbeiwert von c _w < 0.01 auf. Weiterhin weist dieses Profil einen Anstellwin- kelbereich von mehr als 5° auf, in welchem der Widerstandsbeiwert den Wert des minimalen Widerstandsbeiwertes von c _w ^ 0.007 um 50% nicht überschreitet.

Zusätzlich wird die Windenergieanlage so ausgeführt, dass die Auslegungs- schnelllaufzahl größer als 6.5 ist, aber einen Wert von 8.5 nicht überschreitet und/oder die Blattspitzengeschwindigkeit im gesamten Betriebsbereich einen Wert von 71 m/s ebenfalls nicht überschreitet.

In einer weiteren vorteilhaften Ausführung eines Ausführungsbeispiels ist die Windenergieanlage in einem Windpark mit mindestens 2 Anlagen so angeordnet, dass dadurch eine Reduktion des auf den Rotordurchmesser bezogenen dimensionslosen Abstandes gegenüber konventionellen Anlagen bzw. Anlagen im Stand der Technik erreicht wird, wodurch die Flächenwirtschaftlichkeit des Windparks steigt.

Fig. 1 zeigt eine schematische Seitenansicht einer Windenergieanlage 100 ge- mäß einem Ausführungsbeispiel, die einen Turm 1 10 aufweist, der an einem oder in einem Untergrund 120 mittelbar oder unmittelbar befestigt ist. An einer dem Untergrund 120 abgewandten Seite des Turms 1 10 weist die Windenergieanlage 100 ferner eine Gondel 130 auf, die beispielsweise um eine Hochachse 140 zu dem Turm 1 10 schwenkbar sein kann. Die Windenergieanlage 100 umfasst ferner eine Nabe 150, an der wenigstens ein Rotorflügel 160 befestigt ist. Bei der in Fig. 1 dargestellten Windenergieanlage 100 ist zur Verdeutlichung der Option, dass auch mehr als ein Rotorflügel 160 mit der Nabe 150 verbunden sein können, ein weiterer Rotorflügel 160' gestrichelt dargestellt. Der oder die Rotorflügel 160 ist/sind mit der Nabe 150 hierbei typischerweise drehbar verbunden, sodass die einzelnen Rotorflügel 160 gegenüber der Nabe 150 verdrehbar sind, um beispielsweise eine Anpassung des Anstellwinkels der Rotorflügel 160 an die herrschenden Strömungsverhältnisse zu ermöglichen. Die Nabe 150 ist hierbei um eine horizontale Achse 170 bezogen auf die Gondel

130 drehbar gelagert. Die Windenergieanlage 100 umfasst ferner einen in Fig. 1 nicht gezeigten Generator, der mit einer Hauptwelle 180 gekoppelt ist, an den auch die Nabe 150 gekoppelt ist. Unter einer Kopplung wird hierbei eine mittelbare oder unmittelbare mechanische

Verbindung verstanden, bei der also zwei Objekte entweder unmittelbar miteinander oder mithilfe eines oder mehrerer weiterer Bauteile mechanisch gekoppelt sind. Eine solche Kopplung kann beispielsweise eine drehfeste Kopplung umfassen, die optional eine axiale Verschiebung erlaubt oder auch nicht erlaubt.

Fig. 2 zeigt eine Querschnittsdarstellung durch einen Rotorflügel 160 in einer normierten Darstellung, bei der ein Profil 165 des Rotorflügels 160 auf seine Länge normiert ist. Der in Fig. 2 gezeigte Rotorflügel 160 kann so beispielsweise im Rahmen einer Windenergieanlage 100, wie sie in Fig. 1 gezeigt ist, eingesetzt werden.

Das in Fig. 2 gezeigte Profil 165 weist so beispielsweise eine Profildicke von 18%, eine Dickenrücklage von 40%, eine Wölbung von 3.3% und eine Wölbungsrücklage von 50% auf. In Fig. 1 ist so ein Ausführungsbeispiel einer Windenergieanlage 100 mit horizontaler Achse 170 und mindestens einem Rotorflügel 160 gezeigt, die dadurch ge- kennzeichnet ist, dass die Windenergieanlage 100 im regulären Betrieb bei einer Windgeschwindigkeit von mehr als 4 m/s einen statischen Schubbeiwert c _s stets einen kleineren Wert als c _s = 0.8 aufweist und die Windenergieanlage 100 für eine Auslegungstur- bulenzintensivität entsprechend der Definition zum charakteristischen Wert der Turbu- lenzintensivität l ₁₅ bei 15 m/s nach I EC 61400-1 , Edition 2 von mehr als 18% und weniger als 26% ausgelegt ist. Anders ausgedrückt weist die Windenergieanlage 100 eine horizontale Achse 170 und mindestens einen um die horizontale Achse 170 drehbar gelagerten Rotorflügel 160 auf, wobei die Windenergieanlage 100 in einem regulären Betrieb bei einer Windgeschwindigkeit von mehr als 4 m/s ein statischer Schubbeiwert c _s stets einen kleineren Wert als 0.8 aufweist. Die Windenergieanlage 100 ist dabei so ausgebildet, dass die Windenergieanlage 100 eine Auslegungsturbulenzintensivität entsprechend der Definition zu dem charakteristischen Wert der Turbulenzintensivität l ₁₅ bei 15 m/s nach I EC 61400-1 , Edition 2 von mehr als 18% und weniger als 26% aufweist.

Die hier gezeigte Windenergieanlage umfasst ferner eine weitere optionale Ausgestaltung. So ist die Windenergieanlagen 100 dadurch gekennzeichnet, dass zusätzlich das Rotorprofil 165 des Rotorflügels 160 der Windenergieanlage 100 am, durch eine maximale Gleitzahl gekennzeichneten, Auslegungspunkt im äußeren Bereich des Rotor- flügels einen Auftriebsbeiwert von c _A = 1 .3 und einen Widerstandsbeiwert von c _w = 0.01 nicht überschreitet, wobei dieses Profil 165 einen Anstellwinkelbereich von mehr als 5° aufweist, in welchem der Widerstandsbeiwert den Wert des minimalen Widerstandsbeiwertes von c _w ^ 0.007 um 50% nicht überschreitet und/oder eine Blattspitzengeschwindigkeit von 71 .5 m/s nicht überschritten wird und/oder die Auslegungsschnelllaufzahl mindestens 6.5 aber weniger als 8.5 beträgt. Die Auslegung hinsichtlich der Blattspitzengeschwindigkeit kann hierbei für den gesamten Betriebsbereich gelten. Anders ausgedrückt weist bei der Windenergieanlage 100 der wenigstens eine Rotorflügel 160 ein Rotorprofil 165 auf, das an einem durch eine maximale Gleitzahl gegebenen Auslegungspunkt in einem äußeren Bereich des Rotorflügels 160 einen Auftriebsbeiwert c _A von 1 .3 und einen Widerstandsbeiwert c _w von 0.01 nicht überschreitet, wobei das Rotorprofil 165 einen Anstellwinkelbereich von mehr als 5° aufweist, in welchem der Widerstandsbeiwert c _w den Wert eines minimalen Widerstandsbeiwertes von c _w , min < 0.007 um 50% nicht überschreitet und/oder eine Blattspitzengeschwindigkeit von 71 .5 m/s nicht überschritten wird und/oder die Auslegungsschnelllaufzahl mindestens 6.5, aber weniger als 8.5 beträgt. Die in Fig. 1 gezeigte Windenergieanlage kann, wie nachfolgend noch erläutert wird, eine weitere an sich optionale Ausgestaltung umsetzen. So ist die Windenergieanlage 100 dadurch gekennzeichnet, dass die Windenergieanlage 100 in einem Windpark mit mindestens 2 Anlagen und davon mindestens einer Windenergieanlage im Nachlauf mit reduziertem, auf den Rotordurchmesser bezogenen dimensionslosen Abstand angeordnet sind, wobei sich die Flächenwirtschaftlichkeit gegenüber einer Konfiguration mit konventionellen Anlagen bzw. Anlagen aus dem Stand der Technik für den Anlagenstandort des Windparks erhöht. Anders ausgedrückt ist die Windenergieanlage in einem Windpark mit mindestens zwei Anlagen und davon mindestens einer Windenergieanla- ge in einem Nachlauf mit einem reduzierten auf den Rotordurchmesser bezogenen dimensionslosen Abstand angeordnet ist. Hierdurch kann gegebenenfalls eine Flächenwirtschaftlichkeit gegenüber einer Konfiguration mit konventionellen Anlagen für den Anlagenstandort des Windparks erhöht werden. Ein Ausführungsbeispiel wird nun an Fig. 3 näher erläutert, wobei in der Fig. 3 exemplarisch eine Windparkkonfiguration eines Windparks 200 gemäß einem Ausführungsbeispiel mit Windenergieanlagen 100 entsprechend Ausführungsbeispielen mit Abständen des a-fachen des Rotordurchmessers D _R in einer Hauptwindrichtung 220 und mit Abständen eines b-fachen des Rotordurchmessers D _R in Nebenwindrichtung 230 dargestellt wird. Im Gegensatz dazu zeigt Fig. 3 eine konventionelle Windparkkonfiguration mit Abständen des c-fachen des Rotordurchmessers D _R in Hauptwindrichtung 220 und mit Abständen des d-fachen des Rotordurchmessers D _R in Nebenwindrichtung 230. Hierbei gilt a < c und/oder b < d, wobei a, b, c und d positive reelle Zahlen sein können.

Zur Vereinfachung der Darstellung sind in Fig. 3 nicht alle Windenergieanlagen 100 mit einem entsprechenden Bezugszeichen gekennzeichnet. Wie Fig. 3 auch zeigt, sind in dem dort gezeigten Ausführungsbeispiel eines Windparks 200 die Windenergieanlagen 100 im Wesentlichen rechtwinklig angeordnet, sodass die Windparkkonfigurati- on des Windparks 200 im Wesentlichen rechtwinklig ist. Genauer gesagt zeigt Fig. 3 einen Windpark 200 gemäß einem Ausführungsbeispiel, der 20 Windenergieanlagen 100 gemäß einem Ausführungsbeispiel umfasst. Der in Fig. 4 gezeigte konventionelle Windpark umfasst hingegen nur 12 konventionelle Windenergieanlagen. Durch die Wahl einer geeigneten Profilgeometrie insbesondere im Außenbereich des Rotorblattes wird bei einem Anströmwinkel von 0° ein Widerstandsbeiwert von c _w = 0.005 und ein Auftriebsbeiwert von c _A = 0.5 erreicht, wobei eine maximale Gleitzahl von E > 150 erreicht wird. Die Angaben zum Profil 165 beziehen sich auf einen sauberen Zustand. Die Auslegung der Windenergieanlage 100 (WEA) erfolgt weiterhin so, dass eine

Schnelllaufzahl von λ = 8 und eine maximale Blattspitzengeschwindigkeit von rund v _tip = 71 m/s gewählt werden. Wird ein Rotordurchmesser von 1 15 m gewählt, folgt daraus eine Rotornenndrehzahl von etwa 1 1 .8 Umdrehungen je Minute bei einer Auslegungswindgeschwindigkeit von 8.75 m/s.

Durch die Wahl der genannten Betriebsbedingungen und Auslegungsparameter ergibt sich ein statischer Schubbeiwert von c _s = 0.752, wenn die Windgeschwindigkeit der Auslegungswindgeschwindigkeit entspricht. Die positive Beeinflussung des Nachlaufs mit einer solchen Windenergieanlage gemäß einem Ausführungsbeispiel führt oder kann zu geringeren Turbulenzen der Nachlaufströmung führen, wobei sich bei entsprechender Wahl der Blatttiefe eine Rey- noldszahl von weniger als 4 Millionen nahe der Blattspitze ergibt. Mit der Windenergieanlage 100 gemäß einem Ausführungsbeispiel wird oder kann gegebenenfalls außerdem eine Reduktion der Schallemissionen gegenüber konventioneller Technik erreicht werden.

Die Windenergieanlage gemäß einem Ausführungsbeispiel weist oder kann au- ßerdem aufgrund der Materialauswahl, der Wahl der Herstellungsverfahren und der Dimensionierung der Komponenten eine höhere Festigkeit und Steifigkeit aufweisen, sodass sich eine höhere Auslegungsturbulenzintensivität von mehr als 18% aber nicht mehr als 26% ergibt, statt wie bei konventionellen Windenergieanlagen von 16% bis 18%, entsprechend der Definition zum charakteristischen Wert der Turbulenzintensivität Iis bei 15 m/s nach IEC 61400-1 , Edition 2.

Ebenso weist oder kann die Windenergieanlage 100 gemäß einem Ausführungsbeispiel eine Auslegungsturbulenzintensivität von mehr als 16% aufweisen, statt wie bei konventionellen Windenergieanlagen von 12% bis 16%, entsprechend der Defi- nition zum Erwartungswert der Turbulenzintensivität l _ref bei 15 m/s nach IEC 61400-1 , Edition 3. Die Kombination von optimierten Rotorprofilen, der Limitierung von Blattspitzengeschwindigkeit und Schnelllaufzahl sowie die Berücksichtigung einer höheren Ausle- gungsturbulenzintensivität ermöglicht oder kann so bei Windenergieanlagen im Nachlauf eine Verringerung des Abstandes zu Anlagen im Vorlauf ermöglichen. Mit der Windenergieanlage gemäß einem Ausführungsbeispiel kann gegebenenfalls oder wird eine Erhöhung der Flächenwirtschaftlichkeit des Windparks erreicht.

Fig. 5 zeigt schließlich ein Flussdiagramm eines Verfahrens zum Erzeugen von Energie gemäß einem Ausführungsbeispiel. Das Verfahren zum Erzeugen von Energie umfasst so ein Erzeugen S100 von Energie mittels einer Windenergieanlage 100 gemäß einem Ausführungsbeispiel und ein Erzeugen S1 10 von Energie mittels wenigstens einer weiteren Windenergieanlage. Bei der wenigstens einen weiteren Windenergieanlage kann es sich optional um eine solche handeln, die ein Ausführungsbeispiel darstellt. Das Erzeugen von Energie S100 wird auch als erstes Erzeugen S100 und das Erzeugen von Energie S1 10 auch als zweites Erzeugen S1 10 bezeichnet. Diese Prozesse können teilweise oder vollständig zeitlich sequenziell, jedoch auch gleichzeitig oder zeitlich überlappend erfolgen. Optional kann ein Verfahren gemäß einem Ausführungsbeispiel ebenfalls ein Zusammenführen der erzeugten Energien und/oder ein Abgeben der zusam- mengefassten Energie bzw. der erzeugten Energien umfassen. Hierbei kann es sich selbstverständlich um elektrische Energie handeln.

Die wenigstens eine weitere Windenergieanlage ist hierbei in einem Nachlauf der Windenergieanlage 100 gemäß einem Ausführungsbeispiel mit einem reduzierten, auf den Rotordurchmesser bezogenen dimensionslosen Abstand angeordnet ist. Die Windenergieanlage 100 gemäß einem Ausführungsbeispiel weist so auch hier wieder eine horizontale Achse 170 und mindestens einen Rotorflügel 160 auf, wobei die Windenergieanlage 100 im regulären Betrieb bei einer Windgeschwindigkeit von mehr als 4 m/s stets einen statischen Schubbeiwert c _s kleineren als c _s = 0.8 aufweist und die Wind- energieanlage 100 für eine Auslegungsturbulenzintensivität entsprechend der Definition zum charakteristischen Wert der Turbulenzintensivität l ₁₅ bei 15 m/s nach I EC 61400-1 , Edition 2 von mehr als 18% und weniger als 26% ausgelegt ist.

Optional kann es sich bei der wenigstens einen weiteren Windenergieanlage ebenfalls um eine solche gemäß einem Ausführungsbeispiel handeln. In einem solchen Fall weist die wenigstens eine weitere Windenergieanlage ebenfalls eine horizontale Achse 170 und mindestens einen Rotorflügel 160 auf, wobei die wenigstens eine weitere Windenergieanlage im regulären Betrieb bei einer Windgeschwindigkeit von mehr als 4 m/s stets einen statischen Schubbeiwert c _s kleiner als c _s = 0.8 aufweist und die wenigstens eine weitere Windenergieanlage für eine Auslegungsturbulenzintensivität ent- sprechend der Definition zum charakteristischen Wert der Turbulenzintensivität l ₁₅ bei 15 m/s nach I EC 61400-1 , Edition 2 von mehr als 18% und weniger als 26% ausgelegt ist.

Ergänzend oder alternativ kann hierbei zusätzlich das Rotorprofil 165 des Rotor- flügels 160 der Windenergieanlage 100 am durch eine maximale Gleitzahl gekennzeichneten Auslegungspunkt im äußeren Bereich des Rotorflügels einen Auftriebsbeiwert von c _A = 1 .3 und einen Widerstandsbeiwert von c _w = 0.01 nicht überschreiten. Dieses Profil 165 kann einen Anstellwinkelbereich von mehr als 5° aufweisen, in welchem der Widerstandsbeiwert den Wert des minimalen Widerstandsbeiwertes von c _w ^ 0.007 um 50% nicht überschreitet und/oder eine Blattspitzengeschwindigkeit von 71 .5 m/s in einem gesamten Betriebsbereich nicht überschritten wird und/oder die Auslegungs- schnelllaufzahl mindestens 6.5 aber weniger als 8.5 beträgt.

Ausführungsbeispiele beziehen sich so unter anderem auf eine Windenergiean- läge 100, die in Windparks 200 angeordnet zu einer höheren Flächenwirtschaftlichkeit führt oder führen kann.

Anders ausgedrückt beziehen sich Ausführungsbeispiele auf eine Windenergieanlage 100 mit horizontaler Achse 170 und mindestens einem Rotorflügel 160, die in Windparks 200 angeordnet zu einer höheren Flächenwirtschaftlichkeit führen kann. Für eine solche Windenergieanlage 100 wird die Auslegungsschnelllaufzahl gegenüber konventionellen Windenergieanlagen reduziert und eine geringere Blattspitzengeschwindigkeit gewählt. Außerdem weist die Windenergieanlage einen statischen Schubbeiwert c _s von weniger als 0.8 sowie am Auslegungspunkt im Außenbereich des Rotors ein Flü- gelprofil 165 mit einem Auftriebsbeiwert c _A von weniger als 1 .3 und einen Widerstandsbeiwert c _w von weniger 0.01 auf. Dabei wird gegebenenfalls der Wert des minimalen Widerstandsbeiwertes von höchstens 0.007 in einem Anstellwinkelbereich von mehr als 5° nicht um mehr als 50% überschritten. Zusätzlich ist eine solche Windenergieanlage für eine Auslegungsturbulenzintensivität von mehr als 18% und weniger als 26% ausge- legt. Die Windenergieanlage kann in einem Windpark 200 mit mindestens 2 Anlagen und davon mindestens einer Windenergieanlage im Nachlauf mit reduziertem, auf den Rotordurchmesser bezogenen dimensionslosen Abstand angeordnet werden, wobei sich dadurch die Flächenwirtschaftlichkeit einer solchen Konfiguration erhöht.

Die in der vorstehenden Beschreibung, den nachfolgenden Ansprüchen und den beigefügten Figuren offenbarten Merkmale können sowohl einzeln wie auch in beliebiger Kombination für die Verwirklichung eines Ausführungsbeispiels in ihren verschiedenen Ausgestaltungen von Bedeutung sein und implementiert werden.

Obwohl manche Aspekte im Zusammenhang mit einer Vorrichtung beschrieben wurden, versteht es sich, dass diese Aspekte auch eine Beschreibung des entsprechenden Verfahrens darstellen, sodass ein Block oder ein Bauelement einer Vorrichtung auch als ein entsprechender Verfahrensschritt oder als ein Merkmal eines Verfahrensschrittes zu verstehen ist. Analog dazu stellen Aspekte, die im Zusammenhang mit einem oder als ein Verfahrensschritt beschrieben wurden, auch eine Beschreibung eines entsprechenden Blocks oder Details oder Merkmals einer entsprechenden Vorrichtung dar.

Die oben beschriebenen Ausführungsbeispiele stellen lediglich eine Veranschaulichung der Prinzipien der vorliegenden Erfindung dar. Es versteht sich, dass Modifikati- onen und Variationen der hierin beschriebenen Anordnungen und Einzelheiten anderen Fachleuten einleuchten werden. Deshalb ist beabsichtigt, dass die Erfindung lediglich durch den Schutzumfang der nachstehenden Patentansprüche und nicht durch die spezifischen Einzelheiten, die anhand der Beschreibung und der Erläuterung der Ausführungsbeispiele hierin präsentiert wurden, beschränkt sei.