Unwucht ist eine vermeidbare Schadensursache, in Gegensatz zu wind- oder siting-bedingten Faktoren. Daher gehört eine Unwuchtmessung in jede gründliche Ursachenanalyse bei Mindererträgen und vermehrten Schäden. Das gilt besonders in ertragsschwachen Jahren, an problematischen Standorten und bei WEA-Typen mit bekannten Schwachstellen in Bereichen, die von erhöhten Schwingungen betroffen sind.

Das von Auswuchtexperten per mobiler Messung gefundene Niveau von Massenunwucht und aerodynamischer Unwucht verdeutlicht das wirtschaftliche Potential des Auswuchtens, auch bei WEA mit Vollwartungsverträgen. Die WEA, ihre Lebensdauer und Stromgestehungskosten sowie alle Beteiligten profitieren vom Auswuchten.

Gespannte Stille. Eben wurden alle in der Gondel beim ersten Messlauf noch ziemlich durchgeschüttelt. Gleich soll sich das ändern. Die vermessene Anlage fiel in den letzten drei Jahren durch Mindererträge auf, deutlich häufigere Abschaltungen und höhere Reparaturkosten. Schon wieder sollten die Azimutbremsen getauscht werden. Dass sie wie ein Lämmerschwanz wackelt, hatten die Servicetechniker zwar immer wieder moniert. Aber erst jetzt wurde eine Vermessung der problematischen Windenergieanlage (WEA) beauftragt. Unabhängige Gutachter sollten die Ursache für die immer wiederkehrenden Symptome finden. Sie vermaßen die Blattwinkel und fanden bei zwei Blättern Abweichungen von deutlich über einem Grad, während die zulässigen Toleranzen im Zehntel-Grad-Bereich liegen. Daher wollten Investor und Betriebsführer selbst erleben, was eine Blattjustage bringt. Nun tippt der Service- Techniker die Blattwinkelkorrekturen aus dem Gutachten ein. Jetzt werden Messung und Anlage erneut gestartet. Das Erstaunen groß: „Was denn, wir haben noch nicht die Bremsen gewechselt und trotzdem steht diese Anlage so ruhig im Wind?“, meint der Servicetechniker. Die Gutachter freuen sich auch. Die Schwingungen sind um den Faktor zehn gesunken, das bedeutet viel weniger Verschleiß und Ermüdung der Anlagenbauteile.

In den nächsten Monaten fällt die Anlage nur noch positiv auf: keine schwingungs-bedingten Ausfälle mehr, weniger Fehler und Reparaturen, und der Ertrag wächst. Damit haben sich die Zusatzkosten für die Rotorvermessung schnell amortisiert. Der Investor ist wieder entspannter, er will den nächsten Park gleich bei der Inbetriebnahme durchmessen lassen. Und der Betriebsführer macht sich zusammen mit den unabhängigen Experten systematisch auf die Suche nach weiteren unwuchtigen Anlagen in seiner Flotte.

Unzulässige Unwucht und Blattwinkel bei 81% aller WEA

Bei WEA verursachen Rotorunwuchten vermehrte Ermüdungsschäden sowie Ertragsverluste. Die Unwuchtlasten aus asymmetrischer Kraftverteilung wirken bei jeder Rotorumdrehung vom Rotor auf die gesamte WEA. Daher müssen bei der WEA-Auslegung schon seit 1993 Unwucht-Grenzwerte festgelegt und bei der Betriebslast-Simulation eingerechnet werden [1-3]. Eine WEA hat in ihrer gesamten Nutzungsdauer diese Unwucht-Grenzwerte einzuhalten. Zuverlässige Unwucht-Messmethoden inklusive Blatt winkelmessverfahren, werden von unabhängigen Experten seit 18 Jahren an über 2000 WEA angewendet, ihre Effizienz und Messgenauigkeit wurde dabei kontinuierlich verbessert.

Die Statistik von über 240 verdachtslos geprüften WEA [4] ergibt kombiniert mit der Blattwinkelstatistik 2018 [18], dass hochgerechnet 81% aller WEA eine unzulässige Rotorunwucht und/oder Blattwinkel aufweisen oberhalb ihrer Grenzwerte haben (siehe Bild 1). Dabei besaßen alle WEA einen im Werk verwogenen Blattsatz und waren per Blattmarke oder anderen üblichen Hersteller-Verfahren einjustiert worden. Dies zeigt, dass diese Verfahren unzureichend sind und durch unabhängige Unwuchtmessungen ergänzt werden müssen.

Werden die betroffenen WEA nach Massenunwucht und Blattwinkelfehler aufgeschlüsselt (Bild 1), haben

  • 5% eine rein massenbedingte Unwucht (MU)
  • 52% nur Blattwinkelfehler, d.h. relative Blattwinkeldifferenzen (aerodynamische Unwucht, AU) und/oder absolute Blattwinkelabweichung vom Soll-Blattwinkel der Auslegung und
  • 22% eine kombinierte Unwucht (RU=AU+MU, Bild 2) an ein und demselben Rotor, so dass sich die Effekte überlagern. Die AU-Kräfte verfälschen die MU-Schwingungsmessung, die nur die Gesamtunwucht (RU) detektiert.

Daher ist es wichtig, die Unwuchtarten genauer kennen zu lernen.

Unwuchtarten und -folgen

Es gibt zwei Unwuchtarten, die bei der WEA-Auslegung durch separate Grenzwerte berücksichtigt werden müssen [1-3]:

  • massenbedingte Unwucht (MU)
    aufgrund ungleicher Massenverteilung im Rotor, was zu schädlichen umlaufenden Fliehkräften in der Rotorebeneführt (Bild 2), sowie
  • aerodynamisch bedingte Unwucht (AU),
    etwa aus Blattwinkeldifferenzen und Verwindungsunterschieden (Twistdifferenz), was zu asymmetrisch verteilten, umlaufenden Kräften sowohl in der Rotorebene als auchin Schubrichtung führt (siehe Bild 2, rote Pfeile sowie Tabelle 1).

Zudem gibt es Entstehungsursachen, die nicht durch die Grenzwerte erfasst sind. Entsprechend muss ein Auswuchtverfahren in der Lage sein, beide Unwuchtarten sicher und separat zu identifizieren, denn MU und AU sind bei 22% der betroffenen WEA zeitgleich vorhanden (Bild 1 und 2). Wird AU ignoriert, entstehen Fehldiagnosen bei 74% der betroffenen WEA und entsprechend falsche Auswuchtempfehlungen, die sogar die Vibrationen erhöhen können.

Die mit jeder Rotordrehung umlaufenden Unwuchtkräfte erhöhen die materialermüdenden Schwingungen (siehe gestrichelte Pfeile in Bild 2), die auf alle WEA-Komponenten wirken, bis hinunter ins Fundament. In der 20jährigen Nutzungsdauer resultieren allein aus der Rotordrehzahl zwischen 10 bis 100 Millionen Lastwechsel mit deutlich erhöhter Amplitude bei vorhandener Unwucht.

Typische Unwucht-Folgeschäden sind nach wenigen Jahren Rotorblattrisse und defekte Pitchsysteme sowie Schäden an Lagern, Triebstrangkomponenten, Maschinenträger und Windnachführung, aber auch signifikante Strukturschäden und Fundamentrisse. Daneben kann das permanente unwuchtbedingte „Gondel-Erdbeben“ auch zu vermehrten Ausfällen der Elektronikbauteile führen, vor allem wenn die Vibrationen deren Befestigungsschrauben lösen.

Jährlich 20.000 € mittlerer Ertragsverlust bei 2 MW Anlagen

MU und AU verursachen schwingungsbedingte Schäden und entsprechende Stillstandszeiten (Bild 3). AU bewirkt zusätzlich direkte Ertragsverluste, weil die veränderte Aerodynamik die Leistungskurve verschlechtert. Erhöhte Schallemissionen können weitere Ertragsverluste durch Lärmreduktionsauflagen (Leistungskurvenanpassung und/oder temporäre Abschaltung) bewirken. Sehr große Unwuchten können wegen des stark schwankenden Drehmoments die elektrischen Eigenschaften des erzeugten Stroms beeinflussen.

Klassiert man MU und AU der betroffenen WEA entsprechend ihrer prozentualen Grenzwertüberschreitung, erhält man Häufigkeitsverteilungen für die zu erwartende Unwucht [4]. Das Doppelte des MU-, bzw. AU-Grenzwerts, wird bei 25%, bzw. 50%, der betroffenen WEA überschritt en. Bei 10% ist die Überschreitung sogar 3,4 mal so groß, also mehr als 1,75 Grad relative Blattwinkeldifferenz. Die Kombination mit den Kurven für Schadenskosten und Ertragsausfall bei steigender Unwucht ermöglicht, die Unwucht-Folgekosten abzuschätzen [4]. Diese stammen zu 22% aus MU und zu 78 % aus AU aufgrund der direkten Ertragsausfälle durch Effizienzverluste (Bild 3). Diese bewirken 39 %, die Schäden 61% der Folgekosten. In einer konservativen Kostenstudie wird dies auf einen Windpark mit 100 WEA der 2 MW-Klasse mit einem typischen deutschen Binnenlandertrag hochgerechnet [4]. Bei geschätztem Aufschlag von 10% auf die Schadenskosten für Stillstands-Ertragsaus-fälle summieren sich die durchschnittlichen Unwucht-Folgekosten je betroffener 2 MW WEA auf 4,6% des Jahresertrags, was jährlich rund 20.000 € entspricht [4].

Nur im Betrieb lassen sich Unwuchten sicher feststellen

Unwuchtursachen können in allen Schritten von der Produktion bis zum Betrieb auftreten, daher kann nur eine Prüfung des montierten Rotors im Betrieb den aktuellen Unwuchtzustand feststellen, mehrere Jahre alte Blatt-Wiegeprotokolle dagegen nicht. Das Thema Unwucht ist für die WEA-Zuverlässigkeit und Senkung der Lebenszykluskosten so wichtig, dass der BWE-Sachverständigenbeirat in den Grundsätzen für die „Wiederkehrende Prüfung von Windenergieanlagen“ [6] und für den WEA-Weiterbetrieb [17] auf die Unwucht-Problematik hinweist. Weiterhin enthält die Revision 2015 des Blattes 1 der VDI-Richtlinie VDI 3834 „Messung und Beurteilung der mechanischen Schwingungen von Windenergieanlagen und deren Komponenten“ [7] einen separaten, mehrseitigen Anhang zum WEA-Betriebsauswuchten. Statistische Untersuchungen zeigten, dass die bisher in der Richtlinie beschriebene Messmethodik nicht geeignet ist, unzulässige Unwuchten zu detektieren [8]. Das neue demnächst als Gründruck erscheinende Blatt 2 dieser Richtlinie VDI 3834 enthält einen Anhang zum Einfluss des Betriebspunkts auf die WEA-Strukturschingungen, wo das Schwingungsverhalten von WEA mit und ohne Unwucht dargestellt ist.

Die Internationale Norm DIN ISO 21940-13:2012 zum Betriebsauswuchten mittlerer und großer Rotoren [9], in der Auswucht-Erfahrungen vieler Branchen gesammelt sind, betont, dass Betriebsauswuchten die einzig sinnvolle Auswuchtmethode ist, wenn:

  • die finale Rotormontage vor Ort geschieht und
  • die Unwucht sich offensichtlich im Betrieb verändert (Verschleiß, Erosion, Verlust von Teilen, signifikante Reparatur, etc.).

Beides trifft offensichtlich für WEA-Rotoren zu. Daher können basierend auf dieser Norm Kriterien zur Bewertung von Auswuchtstrategien erarbeitet werden [4, 10] (siehe Tabelle 2). Die Unwuchtstatistik und die Höhe der gefundenen MU zeigt, dass das Wiegen der Blätter im Werk allein nicht ausreicht, zudem es eine Vielzahl an möglichen MU-Entstehungsursachen ab dem Blatttransport bis hin zu betriebsbedingten Effekten gibt (Tabelle 1).

Schwingungssensoren zeichnen Turm-Gondel-Schwingungen auf

Das in der Auswuchtnorm DIN ISO 21940-11 zum Auswuchten starrer Rotoren [11] geschilderte Verfahren der indirekten MU-Bestimmung durch Betriebsschwingungsmessung ist vom Prinzip her auch bei WEA-Rotoren geeignet. Dabei müssen WEA-spezifische Besonderheiten beachtet werden und deren individuelle MU-Grenzwerte. Bewährt hat es sich bei WEA, mittels drei am Maschinenträger in der Gondel platzierten Schwingungssensoren die Turm-Gondel-Schwingungen zu messen (Schema in Bild 2). Die Amplitude der Lateralschwingung (quer zur Drehachse) bei der zur Ro-tordrehzahl gehörenden Frequenz ist proportional zur MU-Fliehkraft (Tabelle 1). Solche Verfahren werden seit 2001 angewendet [12] und weiterentwickelt [13, 14, 17].

Inzwischen werden durch insgesamt drei Beschleunigungssensoren (Bild 2) zusätzlich die Axial- und die Torsionsschwingungen analysiert. Diese liefern Indikatoren zur Abschätzung der AU und zur Qualitätskontrolle der Blattwinkeljustage.

Wenn andere verfälschend überlagerte Unwuchtarten wie AU (Bild 3) minimiert sind, werden nach DIN ISO 21940-11 [11] typischerweise drei Messläufe benötigt, um die MU durch Ausgleichsmassen unter den Grenzwert zu reduzieren:

  1. Messung des Unwucht-Urzustands des Rotors
  2. Kalibriermessung nach Anbringen eines definierten Testgewichts
  3. Prüfmessung nach Anbringen der Ausgleichsmassen zur Qualitätskontrolle

Für den viele Tonnen wiegenden WEA-Rotor sind als Testgewicht bis über 150 kg nötig, um einen verlässlichen Kalibrierwert zu erzeugen (Bild 4). Bei sehr großen Unwuchten ist ein mehrstufiges Auswuchten empfehlenswert.

Grenzwerte für Massenunwucht des WEA-Rotors

In DIN ISO 21940-11:2017 [11] sind für viele Maschinenarten und rotierenden Komponenten feste Auswucht-Gütestufen (G) als Grenzwerte vorgeschlagen, die der zulässigen Schwerpunktsgeschwindigkeit des Rotors in mm/s entsprechen. Ausgewählte Güten sind etwa

  • G 1,0 für Plattenspieler,
  • G 2,5 für Generatoren und Gasturbinen sowie
  • G 40 für PKW-Räder.

Dies ist so nicht auf WEA übertragbar, denn gemäß [1-3] gilt für jeden WEA-Typ nur sein individueller, in der Auslegung definierter Hersteller-MU-Grenzwert (zulässige Unwuchtmasse * Unwuchtradius in kg*m). Dieser kann je nach WEA-Typ sehr stark variieren, bei 2-MW-WEA zwischen 100 und 1000 kg*m, also um den Faktor 10. Für einige WEA ist der MU-Grenzwert nahe 10 kg*m, d. h. unter G 1,0.

Der Grund dafür liegt darin, dass Rotor und Triebstrang der WEA samt Maschinenträger hoch oben auf dem schlanken, elastischen Turm sitzen. Somit ist die Bauwerksdynamik (Resonanzproblematik wegen Turmeigenfrequenz) und -ermüdung bei der Festlegung des MU-Grenzwerts ebenfalls zu beachten. Die WEA muss 20 Jahre und mehr standsicher bleiben. Bei getriebelosen WEA ist zusätzlich noch trotz mehrerer Meter großer Generatordurchmesser ein Luftspalt von wenigen Millimetern einzuhalten, sonst streift der Rotor am Stator, und die WEA havariert. Manche Hersteller haben schon vor 20 Jahren beim Sprung von der 1,5 auf die 2,0 MW-Klasse so stark die Leichtbau-Philosophie umgesetzt, dass sie für die größere WEA den MU-Grenzwert halbieren mussten.

Leider werden in der Realität auch heute noch MU bis über 12.000 kg*m auch an neuen Multi-MW WEA gefunden. Auch Blattreparaturen und ein Einzelblatt-tausch können ebenfalls zu unzulässigen MU führen, eine zeitnahe Unwuchtmessung ist dringend zu empfehlen, um Folgeschäden zu verhindern.

Schwingungssensoren aus dem CMS erlauben oft nur grobe Schätzung

Den Grenzwerten entsprechend niedrig liegen die zu ermittelnden Schwingungsamplituden, bei modernen, gut gewuchteten WEA teilweise unter einem Tausendstel der Erdbeschleunigung g (9,81 m/s²). Dies erfordert entsprechend hochwertige Beschleunigungssensoren, sonst verschwindet das Signal im Sensorrauschen, die Messunsicherheit wird zu groß. Daher sind viele kostengünstige Sensortypen ungeeignet, ihre Signalauflösung ist um den Faktor 10 bis 100 zu schlecht. Auch sind sie oft nicht für den zu analysierenden Frequenzbereich unter 0,5 Hz geeignet, in dem die auszuwertende Rotordrehfrequenz liegt.

Somit sind derzeit auch die meisten in Condition-Monitoring-Systemen (CMS) eingesetzten Schwingungssensoren allenfalls für eine grobe Schätzung des Unwuchtniveaus geeignet, nicht jedoch für eine exakte Messung mit Auswuchtempfehlung. Dies gilt auch für Sensorik in den Blättern. Weiterhin müssten im CMS aufwendige Klassier-Algorithmen implementiert werden.

Gleichwohl kann ein erfahrener CMS-Experte, WEA-Hersteller oder auch Betreiber in einer Flottenauswertung von Betriebs- und/oder CMS-Daten erste Hinweise für unwuchtige WEA finden. Dazu zählen

  • verminderte Erträge
  • häufigere Abschaltung oder auch Notstopps
  • trendmäßige Erhöhung der drehfrequenten Amplitude als Indikator
  • für betriebsbedingt zunehmende Unwuchten
  • beschleunigter Verschleiß (etwa Azimutbremsbeläge bei AU) sowie wiederholte Schäden an gewechselten Großkomponenten und
  • bei großen MU/AU auch elektrische Leistungsschwankungen und frühere Strukturschäden.

Großer Einfluss der Messbedingungen und Auswertung

Bei Unwuchtmessungen sind unbedingt festgelegte Messbedingungen einzuhalten und sorgfältige Kalibriermessungen durchzuführen, um Fehlaussagen zu verhindern. Denn bei gleicher MU am Rotor variiert die als Antwort gemessene Schwingungsamplitude nicht nur mit der Rotordrehzahl, sondern deren Nähe zur Turmeigenfrequenz (Resonanznähe), die Schwingungen werden überhöht (Bild 5).

Weil der Wind schwankt, können WEA nur bedingt per Knopfdruck auf einer konstanten Drehzahl gefahren werden, im Gegensatz zu fast allen anderen auszuwuchtenden Maschinen. An einer WEA variiert bei gleicher MU die gemessene Unwucht-Schwingungsamplitude stark mit der Drehzahl (Bild 5). Die Umrechnung von MU-Grenzwert in einen MU-Schwingungsgrenzwert gilt also nur für den WEA-Typ und die verwendete Messdrehzahl. Zudem stört im Normalbetrieb bei drehzahlkonstant laufenden Stall-WEA der Stall-Effekt die MU-Messung, bei diversen modernen Pitch-WEA die Drehzahlvariabilität und ggf. eine (aktive) Turmschwingungsdämpfung.

Daher ist es bei Pitch-WEA empfehlenswert, die WEA in einem lastfreien, bzw. -armen Betriebsmodus zu fahren, bei dem die Messdrehzahl durch Pitchen relativ konstant bleibt.

Auch das Auswerteverfahren beeinflusst stark die Ergebnisqualität, selbst leichte Drehzahlschwankungen „verschmieren“ die Unwucht auf mehrere Frequenzen. Die einfache Auswertung von Amplitude und Winkellage der zur Messdrehzahl gehörenden Frequenz mittels der so genannten Fast-Fourier-Transformation unterschätzt die MU unter Umständen um mehr als 10 %. Zusätzlich kann die errechnete Winkellage der MU im Rotor um mehr als 10 Grad verfälscht sein, was zu falsch aufgeteilten Ausgleichsmassen führt. Daher ist es notwendig, basierend auf simultaner Drehzahlmessung (Schema in Bild 2) die sogenannte Ordnungsanalyse anzuwenden. Nur dieses Verfahren bereinigt die Drehzahlschwankungen und liefert den korrekten Wert und die Lage der MU im Rotor.

Für ein statistisch belastbares, reproduzierbares Ergebnis ist weiterhin eine ausreichende Messzeit, meist mehr als 30 Minuten nötig (weitere Kriterien: Tabelle 2). Zerlegt man z.B. eine 40-minütige Messung in vier separat ausgewertete 10-Minuten-Abschnitte, weichen die Ergebnisse um bis zu 20 % voneinander ab. Daher muss die Auswertesoftware statistische Analysen der Messung und Auswertung ermöglichen, damit der Auswuchtexperte die Ergebnisqualität beurteilen kann.

Blattwinkel nur bei 9% der Anlagen in den zulässigen Grenzen

Die Auswertung der absoluten Blattwinkel ist die einzige Möglichkeit, die optimale Blattwinkeljustage auf den Sollwert der Auslegung vorzunehmen. Dies ist aufwändiger als die Bestimmung der relativen Blattwinkeldifferenzen zueinander. Aktuell ist bekannt, dass nur die photometrische Blattwinkelmessung vom Boden aus, mit Fotoserie je stehendem Blatt als statistische Basis es schafft, absolute Blattwinkel an mehreren Blattschnitten zuverlässig auf 0,1 Grad genau zu messen. Schwingungsmessungen zur Qualitätskontrolle zeigen den Justageerfolg durch ein gesenktes Schwingungsniveau und sind notwendig wegen der Verwindungstoleranzen langer Blätter.

Die WEA-Auslegung für eine Zertifizierung/Typenprüfung gemäß [1-3] verlangt die Festlegung der zulässigen absoluten Abweichung vom optimalen Soll-Blattwinkel. Sie beträgt in [2] +/- 0,3 Grad, sofern keine anderen Angaben vorliegen. Daraus kann ein Grenzwert für relative Blattwinkeldifferenz abgeleitet werden, hier 0,6 Grad. Dies ermöglicht eine Bewertung der aktuellen Einstellung und eine Blattjustage, welche zumindest die AU-bedingten Schwingungen reduziert. Ist der relative Grenzwert überschritten, ist automatisch auch der absolute Grenzwert überschritten. Da jedoch alle Rotorblätter auch kollektiv vom absoluten Sollwert abweichen können, kann ein noch größerer Anteil aller Serien-WEA eine unzulässige Blattwinkelfehlstellung aufweisen. Dies wurde durch eine statistische Auswertung der Messungen der absoluten Blattwinkel an 500 WEA-Rotoren mit und ohne Unwuchtverdacht (Bild 6) bestätigt [18]. Die Ergebnisse weichen nur um wenige Prozent von der Studie 2015 für 277 Rotoren ab.

Prinzipiell darf bei keinem Rotorblatt die absolute Abweichung vom Sollwert überschritten sein wegen der erhöhten Betriebslasten und entsprechend beschleunigten Materialermüdung. Aber nur bei 9 % der WEA liegt die Blattwinkeleinstellung innerhalb der zulässigen Grenzen liegt (Bild 6), bei 48 % sind beide Grenzwerte überschritten. Bei 43 % der WEA ist eine alleinige Auswertung der relativen Blattwinkeldifferenz irreführend, weil diese tolerierbar ist, aber der gesamte Rotor kollektiv gegenüber dem Blattwinkel-Sollwert falsch steht. Die maximale absolute Abweichung ist bei 48 % (20 %) der Rotoren über 0,9° (1,8°), d.h. das drei- bzw. sechsfache des Grenzwerts. Gemessene Extremwerte sind -8,8 und + 11,8°. Eins, zwei bzw. alle drei Blätter sind bei 14 %, 26 % bzw. 51 % der Rotoren dejustiert.

Die separate Analyse der zugehörigen 1500 Blätter ergibt, dass nur 26 % innerhalb der zulässigen absoluten Grenzen (+/- 0,3°) stehen (Bild 7). 42 % der Blätter steht zu weit nach „Stall“, d.h. bei Pitch-WEA besteht die Gefahr des Stall-Effekts mit gravierenden Schwingungen und verschlechterter Leistungskurve. Rund ein Drittel der Blätter steht zu weit nach Fahne, was ebenfalls die Leistungskurve senkt. Rund 50 % (20 %) der Blätter weichen mehr als 0,9 (1,8) Grad vom Sollwert ab, also um mehr als das Dreifache des absoluten Grenzwerts.

1 Grad mittlere Abweichung der Blattwinkel bedeutet jährlich 7,4 % Ertragsverlust

Die Auswertung von mehrjährigen Ertragsdaten eines Windparks mit zehn Pitch-WEA der 1,5 MW-Klasse ergibt einen mittleren jährlichen Ertragsverlust (inklusive Stillstandsverluste) von 7,4 % pro 1,0 Grad mittlerem absoluten Blattwinkelfehler.

Die Werte streuen verständlicherweise, je nachdem, wie viele Blätter wie falsch stehen und ob es zusätzliche Schadensstillstände gab. Dies bedeutet, dass bereits die zulässige Blattwinkelabweichung von 0,3 Grad eines Blattes einen Ertragsverlust von 2 % gegenüber einer optimalen Blattwinkeljustage ausmachen kann. Für die 399 betroffenen WEA der Blattwinkelstatistik ergibt sich ein signifikanter mittlerer Ertragsverlust von –10 %.

Für die Bestimmung der relativen Blattwinkeldifferenzen zueinander werden inzwischen am Markt einige Verfahren angeboten, die sich im physikalischen Messprinzip, in ihrer Messunsicherheit und Diagnosefähigkeit deutlich unterscheiden. Es ist nachweisbar, dass allein aufgrund der axialen und lateralen „Unwucht-Schwingungsamplitude“ eine korrekte Rückrechnung auf die MU und AU eines Rotors sowie absolute Blattwinkeljustage nicht funktioniert [10]. Sogar fortschrittliche modellbasierte Auswuchtansätze haben bisher nur in Simulationen die prinzipielle Machbarkeit einer rein schwingungsbasierten MU- und AU-Bestimmung gezeigt, bei Verwendung eines kompletten WEA- und Blattmodells und statistisch belastbaren Messdaten von mindestens drei Schwingungsrichtungen (lateral, axial, Torsion). Laserbasierte Blattwinkelmessung vom Boden (oder Gondel) im Betrieb kann nur relative Blattwinkel ermitteln und ist ein sensibles Expertenwerkzeug. Zudem kann es zu Verfälschungen durch das unwucht-bedingte hin und her Schwingen der Gondel sowie die Drehung um die Turmachse kommen, insbesondere bei gleichzeitiger Massenunwucht. Bei einem hohen Prozentsatz der WEA zeigen nachfolgende MU-Schwingungsmessungen, ein noch erhöhtes Schwingungsniveau, was die MU-Messung stark verfälscht und erneute, verbesserte Blattjustage erforderlich macht.

Die zulässigen Toleranzen für die Blattverwindung zwischen Blattspitze und größter Blatttiefe betragen meist 1 Grad. Bei modernen großen Blättern ist die Leistungsentnahme aus dem Wind auch aus akustischen Gründen stärker über das Blatt verteilt. Die 0-Grad-Blattmarke bezieht sich jedoch nur auf einen einzigen Referenzschnitt, der meist nahe der Blattspitze liegt. Daher kann man per Blattmarke moderne Blätter nur bedingt optimal einstellen, schon die zulässigen Verwindungsabweichungen verursachen unterschiedliche aerodynamische Verhältnisse mit entsprechend erhöhten AU-Kräften und -schwingungen. Schon bei Verstellung um wenige Zehntel Grad können sich diese schnell verdoppeln. Somit ist bei modernen WEA der Multi-MW-Klasse eine Kombination von photometrischer Blattwinkelauswertung an mehreren radialen Blattschnitten und schwingungstechnischer Validierung der Blattjustage notwendig, um die AU-bedingten Betriebslasten bestmöglich zu minimieren, und für korrekte MU-Messungen.

Lebensdauereinfluss der Unwucht und WEA-Weiterbetrieb

Blattwinkeldifferenzen bewirken beim Pitchen nach Fahne ab Nennlast eine immer ungleichmäßigere Leistungsproduktion der drei Rotorblätter. Bei Differenzen über 1 Grad und starkem Wind kann es passieren, dass ein falsch nach Stall stehendes Blatt mehr als die Hälfte der gesamten Rotorleistung liefert und die anderen Blätter „mitschleppt“. Die WEA-Steuerung sieht jedoch nur die Leistungssumme an der Nabe. Lastsimulations-Abteilungen ist das bekannt. Diese Effekte erhöhen drastisch die Rotorlasten und den Lebensdauerverbrauch, so dass Einzelblätter oder ganze Blattsätze bereits nach deutlich weniger als zehn Jahren getauscht werden müssen, statt 20 Jahre zu halten.

Eine Studie zur Erhöhung der Betriebslasten durch Unwucht, basierend auf Messungen an einer 1,5 MW Pitch-WEA [15], zeigt, dass im Auslegungs-Lastkollektiv für 20 Jahre Nutzungsdauer die unwuchtbedingten Betriebslasten im Auslegungsfall nur einen sehr kleinen Teil von um 2 % an der ermüdungsrelevanten Gesamtschädigung haben. Bei Lasterhöhung beschleunigt sich die Materialermüdung jedoch exponentiell. Bei verdoppelter unwuchtbedingter Lastamplitude steigt deren Schädigungsbeitrag auf ca. 25 %, d.h. um den Faktor 10. Je windiger der Standort und je gleichmäßiger die Windrichtung, desto nachteiliger ist Unwucht für das WEA-Bauwerk.

Die Nachrechnung der zu erwartenden Lebensdauer der an sich robusten Rotor-nabe einer 1,5 MW WEA, die mehrere Jahre mit 5 Grad Fehlpitch eines Blattes lief, ergab eine Reduktion auf 14 Jahre trotz für die weitere Betriebszeit erfolgter Blattjustage [5]. Somit ist zu erwarten, dass ein hohes Weiterbetriebspotenzial nur bei periodisch auf Unwucht geprüften WEA bestehen wird, bei denen dadurch auf die Einhaltung der Auslegungslasten geachtet wurde [16] und bei denen dann auch das Unwuchtniveau als Eingangsparameter der Weiterbetriebs-Simulationen bekannt ist.

Kosten-Nutzen-Verhältnis von Auswuchtstrategien

Aus DIN ISO 21940-13 [9] können technische Beurteilungskriterien für die Bewertung verschiedener Auswuchtstrategien abgeleitet werden [10]. Zusätzlich sind folgende zwei wirtschaftliche Kriterien wichtig:

  1. Wie hoch ist die Detektionsrate unwuchtiger WEA, d.h. ist die Diagnose richtig?
  2. Was sind die wirklichen Gesamtkosten der Auswuchtstrategie?

Die Unwucht-Folgekosten, die durch Blattwinkelfehler verursacht sind, können nur durch Blattwinkelmessung mit schwingungstechnisch validierter Justage vermieden werden. Die Beseitigung aller direkten Ertragsverluste erfordern die Auswertung der absoluten Blattwinkel, daher lohnt sich dieser höhere Aufwand definitiv. Aber nur in Verbindung mit der MU-Schwingungsmessung können alle unwuchtigen WEA detektiert werden [4].

Bei letzterer wird eine teilweise Reduktion der Messkosten durch eine Verkürzung der Messzeit versprochen. Dem ist jedoch selten so. Durch die stark erhöhte Mess-unsicherheit steigt in Wirklichkeit die Anzahl der notwendigen Mess-Iterationen und die Rate an Fehldiagnosen, was Mehrkosten produziert. Weiterhin ist der Zeitaufwand für Auf- und Abstieg sowie Systemaufbau gleich hoch wie bei einer längeren, statistisch sicheren Schwingungsmessung. Die Optimierung der Gesamtkosten einer Auswuchtstrategie geschieht mit einem vereinfachten Basis-Un-wuchtcheck. Diese Schwingungsprüfung mit nur einem Messlauf ohne Testmasse ermöglicht, den Unwuchtzustand der WEA abzuschätzen. Dies spart Zeit, erfordert jedoch, dass für den WEA-Typ (identische Nennleistung, Blatt- und Turmtyp sowie Nabenhöhe) aus kalibrierten Referenzmessungen unter exakt definierten Messbedingungen der dem MU-Grenzwert entsprechende Unwucht-Schwingungsgrenzwert (Bild 5) ermittelt wurde.

Ist ebenfalls das AU-Schwingungsniveau des WEA-Typs für korrekt eingestellte Blattwinkel bekannt, kann dabei anhand der Axial- und insbesondere der Torsionsschwingungen auch abgeschätzt werden, ob eine AU vorliegt. Nur bei den als unwuchtig identifizierten WEA ist dann die aufwändigere komplette Auswucht-Messkampagne notwendig. Diese Optimierung der Gesamtstrategie wird schon lange erfolgreich angewendet.

In einer Studie wurden für einen Windpark mit 10 WEA (je 2,0 MW) und periodischem Auwuchten die Gesamt-Messkosten in 20 Betriebsjahren konservativ zu ca. 100 T€ ermittelt [14]. Dem stehen, je nach Szenario, Unwucht-Folgekosten zwischen 350 T€ (seltene, niedrige Unwuchten) und 7 Mio. € (worst case mit großen, häufigen Unwuchten und 2 vorzeitigen WEA-Totalschäden) gegenüber, die durch Auswuchten vermeidbar sind.

Periodisches Auswuchten rentiert sich schnell und vielfach

Die Investition in ein professionelles, periodisches Auswuchten der WEA-Rotoren über die gesamte Nutzungsdauer erspart also ein Vielfaches an Kosten, die ansonsten durch unwuchtbedingten Schäden und Ertragsausfälle entstehen. Auswuchten bewirkt somit eine signifikante Senkung der Stromgestehungskosten und Lebensdauerverbrauchs bei WEA.

Tabelle 1: WEA-Rotorwuchten Ursachen, Messverfahren und Gegenmaßnahmen 

Massenunwucht

Aerodynamische Unwucht

Physikalischer Effekt

Unausgeglichene Trägheitskräfte im Rotor wegen Massenexzentrizität (Masse und/oder Schwerpunktslage)

Unterschiedliche aerodynamische Zustände und Kräfte an den Rotorblättern

Wirkrichtung der umlaufenden Unwuchtkräfte und Betriebspunkt-Einfluss

Radiale MU-Fliehkraft in der Rotorebene (Bild 2), proportional zum Quadrat der Rotordrehzahl FMU ~ n²

AU-Unwuchtkraft in Schubrichtung und in der Rotorebene, proportional zum Quadrat von Rotordrehzahl und Windgeschwindigkeit FAU ~ (n², v²)

Richtung der erhöhten Turm-Gondel-Schwingungen (s. Bild 2)

v.a. laterale Schwingung und Biegung,
d.h. parallel zur Rotorebene, große MU auch axial

V.a. axiale Schwingung und Biegung, d.h. parallel zur Rotorwelle, aber auch Torsion, Nicken sowie lateral

 Entstehungsursachen

Massenexzentrizität des Rotors (Grenzwert in kg*m, d.h. Fehlmasse x Radius):
z.B. durch abweichende Rotorblattmassen und/oder Massenverteilung wegen Produktion, Blatterosion, -beschädigung, ‑reparatur, ‑tausch

  • Wasseraufnahme oder Eisansatz
  • Undichte Hydraulik oder Kondenswasser
  • Flansch- bzw. Winkelfehler oder Unwucht der Nabe
  • Verbogene Rotorwelle
  • Differenzen der Blattwinkel sowie der Blattverwindung (Grenzwert in Grad)
  • fehlende Strömungselemente
  • Profiländerungen durch Blatterosion,
      -beschädigung, ‑reparatur, ‑tausch
  • Fehler der Blattwinkelverstellung bzw. in deren Steuerung / Parametrierung
  • Flansch- und Winkelfehler der Nabe
  • unvermeidbare Anregungen durch dreidimensionales Windfeld

Geeignetes Messverfahren zur Detektion

  • Schwingungsprüfung (Gondelschwin­gungen) zur groben MU-Identifikation
  • Mobile Schwingungsmessung (inklusive Kalibriermessung zur quantitativen MU-Bestimmung und Auswuchten
  • Schwingungsprüfung zur groben AU-Identifikation
  • Optische Blattwinkelmessung (photometrisch oder laserbasiert) zur quantitativen Blattwinkelbestimmung

Ursachengerechte Gegenmaßnahme

Erst alle anderen behebbaren Ursachen beseitigen, insbesondere AU und temporäre MU, dann Messen und feste Ausgleichsmassen installieren

Erst alle anderen behebbaren Ursachen beseitigen (z.B. Erosion), dann Blattwinkelmessung und –justage, Validierung mittels Schwingungsmessung


 
Tabelle 2: aus DIN ISO 21940-13 abgeleitete Bewertungskriterien für das Auswuchten von WEA-Rotoren

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Kriterium

Relevanz bei MU-Messung an WEA

A

Dynamisches Vor-Ort- Betriebsauswuchten (MU) möglich?
*
technisch machbar und
* Berücksichtigung der Dynamik

Dynamisches WEA-Betriebsauswuchten seit > 18 Jahren erfolgreich etabliert.
Grenzwerte vorhanden, Auswuchtkammern im Blatt vorhanden, aber oft effizientes Betriebsauswuchten kein Design-Kriterium

B

Prozedur sicher?
*
Vermeiden von gefährlichen Betriebszuständen sowie
Gefahr für WEA und Personal

WEA-Sicherheitssystem meist ausreichend (Notstopp bei Überdrehzahl und Schwingungen); z.B.
schwierige Testmassenmontage erfordert erfahrenes Personal; Gefahr durch erhöhte Schwingungen bei falscher Empfehlung für Blattwinkel und Ausgleichsmassen

C

Andere potenzielle Schwingungsursachen identifizierbar?

Signifikante räumliche Überlagerung von AU- und MU-Kräften erfordert Ursachen-Untersuchung von AU und MU

D

Geeignete Gesamtprozedur? Ursachengerechte Berücksichtigung der Gesamt-Dynamik, Ausschluss anderer Schwingungsursachen

Verschiedene Schwingungsursachen vorhanden, da Überlagerung von AU- und MU-Kräften; ERST AU minimieren, DANN MU messen, Individualität jedes WEA-Typs beachten, Experten vor Ort notwendig zur Einschätzung der Komplexität, Ursachen und Einflussfaktoren, richtige Abfolge eingehalten: physikalische Nutzbarkeit der Messgrößen, geeignete AU-Messmethode und Testmassen, richtige Grenzwerte verwenden

E

Geeignetes Messsystem?

Geeignete Sensoren (Frequenzbereich unter< 0,5 Hz, feine Amplitudenauflösung
< 0,2 mm/s²) und Sensoranzahl (3)

F

Ergebnisverfälschung vermieden bei Messung und Auswertung?

Großes Verfälschungspotential vorhanden

u.a. durch Wind-, Rotordrehzahl- und Lastschwankungen, Windrichtungsänderung, Resonanzeinfluss, aktive Schwingungs-Regelstrategie im Normalbetrieb;
Daher: Standardisierte Messprozedur, geeignete Sensorpositionen, Messdauer oft über 30 min, Ordnungsanalyse als geeignete Auswertemethode, statistische Ergebnissicherheit prüfen und Prüfläufe für Qualitätskontrolle durchführen

 


Literatur

[1] DIN EN 61400-1:2011-08 (Deutsche Fassung der IEC 61400-1:2005)
Windenergieanlagen – Teil 1: Auslegungsanforderungen

[2] Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH – Renewables Certification: Richtlinie für die Zertifizierung von Windenergieanlagen, Edition 2010. Hamburg, 2010

[3] DIBt: Richtlinie für Windenergieanlagen: Einwirkungen und Standsicherheitsnachweise, für Turm und Gründung; Fassung 1993 - 2015, Schriften des Deutschen Instituts für Bautechnik, Reihe B, Heft 8, Deutsches Institut für Bautechnik Berlin, 1993 – 2015

[4] Donth, A., Grunwald, A., Heilmann, C., Melsheimer, M.: Payback Analysis of Different Rotor Balancing Strategies, EWEA 2013,Vienna, Austria, 4-7 February, 2013

[5] Teichgräber, S.-O., Holzmüller, J.: Typical damages at wind turbines and their prevention, COWEC 2013 „VDI-Conference of the Wind Power Engineering Community“, Berlin, Germany, 18-19 June 2013

[6] BWE e.V.: Grundsätze für die „Wiederkehrende Prüfung von Windenergieanlagen“ des technischen Sachverständigenbeirats des BWE, 2012

[7] VDI e.V: VDI3834-1:2015-8 „Messung und Beurteilung der mechanischen Schwingungen von Windenergieanlagen und deren Komponenten“, Blatt 1 – Onshore-WEA mit Getriebe

[8] Grunwald, A., Heilmann, Melsheimer, M.: Bewertung der Turmschwingungen nach VDI 3834 Untersuchungen zum Einfluß der Rotorunwucht, VDI Berichte # 2220, Proceedings der 5. VDI-Fachtagung „Schwingungen von Windenergieanlagen“, Bremen, 11. - 12.2.2014

[9] DIN ISO 21940-13: Kriterien und Sicherheitshinweise für das Auswuchten von mittleren und großen Rotoren am Aufstellungsort (ISO 21940-13:2012)

[10] Heilmann, C., Grunwald, A., Melsheimer, M.: Vorstellung und Bewertung verschiedener Auswuchtstrategien für den WEA-Rotor hinsichtlich ihres Nutzens für den Betreiber, 22. Windenergietage, Rheinsberg, Germany, 12-14 November 2013

[11] DIN ISO 21940-11:2017-03: Mechanische Schwingungen – Anforderungen an die Auswuchtgüte von Rotoren in konstantem (starrem) Zustand – Teil 11: Festlegung und Nachprüfung der Unwuchttoleranz

[12] Menz, I., Liebich, R., Liersch, J.: Auswuchten drehzahlvariabler Windkraftanlagen, VDI Berichte # 1606, Proceedings: VDI-Fachtagung „Schwingungen in Anlagen und Maschinen“ 2001, Veitshöchheim, , Germany, 16- 17 May 2001

[13] Donth, A., Grunwald, A., Heilmann, C., Melsheimer, M.: Improving Performance of Wind Turbines through Blade Angle Optimisation and Rotor Balancing, EWEA 2011

[14] Grunwald, A., Heilmann, C, Melsheimer, M.: Höherer Ertrag durch korrekte Blattwinkeljustage, 23. Windenergietage Berlin-Brandenburg, Potsdam, 11.-13. November 2014

[15] Alexander Donth, Anke Grunwald, Christoph Heilmann, Michael Melsheimer:
Verringerter Lebensdauerverbrauch bei Windenergieanlagen durch Rotor-Auswuchten, VDI Berichte # 2200, 4. VDI-Fachtagung „Schwingungen von Windenergieanlagen“ 2013, Bremen, 2013

[16] Kamieth, R., Liebich, R., Melsheimer M., Grunwald, A., Heilmann, C.: Validierung einer Lastmessungs-gestützten Methode zur Restnutzungsdauer-Ermittlung von Windenergieanlagen, VDI Berichte # 2220, 5. VDI- Fachtagung „Schwingungen von Windenergieanlagen“ 2014

[17] BWE e.V.: BWE- Grundsätze für die Durchführung einer Bewertung und Prüfung über den Weiterbetrieb von Windenergieanlagen (BPW), 2. Fassung 2017

[18] Anke Grunwald, Christoph Heilmann, Michael Melsheimer: Rotorauswuchten wird volljährig – was lernte die Windbranche in 18 Jahren?, VDI Berichte # 2346, 10. VDI-Fachtagung „Schwingungen von Windenergieanlagen“ 2019, Bremen.


Weitere Informationen zum Thema:


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Die Ergebnisse der Serviceumfrage enthalten für jeden Hersteller und Servicedienstleister das Gesamturteil, die drei Bereichsnoten für die Fragenkomplexe ...