Sie beschäftigen sich mit Rotorblatterosion. Was untersuchen Sie da?

Jan Liersch: Bei der Blatterosion an Rotorblättern von Windkraftanlagen haben wir es eigentlich mit einem mechanischen Verschleiß zu tun. Das liegt vor allem daran, dass die Blätter mit einer hohen Geschwindigkeit rotieren, an der Blattspitze sind das über 80 Meter pro Sekunde, also etwa 300 km/h. Das heißt, dass wir es da mit einer sehr, sehr hohen Einschlagsenergie zu tun haben. Das betrifft die Vorderkante im Außenbereich des Rotorblattes. Wir haben zwei verschiedene Ursachen zu unterscheiden: Die Erosion wird durch Staubpartikel in der Luft verursacht und durch Regentropfen. Das betrifft vor allem Offshore-Windparks. Da ist ja ein bisschen mehr Regen zu erwarten, weniger Stäube.

Wie geht das mechanisch vonstatten?

Jan Liersch: So ein Tropfen trifft auf die Oberfläche und schiebt sozusagen den Lack zur Seite. Er zerknittert ihn regelrecht, wenn das vom Material nicht ausgehalten wird. Oder der Regentropfen gibt einen heftigen Impuls auf die Oberfläche. Die kann man sich vorstellen wie eine elastische Schicht, und fast wie Schallwellen werden dann Druckstöße in das Material darunter weitergegeben. Tropfen können also das Blatt in den unteren Lagen schädigen, ohne dass man es von außen sieht.

Kann auch ein kleines Staubkorn oder so den ersten Auslöser geben?

Jan Liersch: Es kann sein, dass wir zum Beispiel durch ein Staubkorn einen kleinen Kratzer oder einen kleinen Einschlagkrater haben. Wir reden hier wirklich von mikroskopischen Anfangsbeschädigungen. Und dann wäre es so, dass der Tropfen eben auch auf diese Unregelmäßigkeit trifft. Das heißt, es ist einfach ein Grat oder eine Delle oder eine Kante, wo diese mikroskopische Flutwelle auftrifft und dort letztendlich kinetische Energie wirken lässt. So haben wir überhöhten Verschleiß an dieser Stelle.

Sind die großen, neuen Rotorblätter eher betroffen, weil sie schneller drehen?

Jan Liersch: Ja, aber das liegt nicht an der Größe, sondern an der größeren vom Blatt-Designer gewählten Schnelllaufzahl. Die Blattspitze bewegt sich z. B. nicht nur mit 75 m/s, sondern mit 85 m/s. Probleme entstehen vor allem im äußeren Drittel und an der Vorderkante.

Haben diese Schäden negative Auswirkungen auf Lebensdauer oder Ertrag?

Jan Liersch: Leider auf beides. Wenn die Vorderkante zunehmend Schädigungen aufweist, sieht das am Anfang aus wie ein Schönheitsschaden, da muss man auch nicht viel dran machen. Aber wenn es fortschreitet, ist die schützende Schicht der äußeren Beschichtung weg. Dann geht es immer schneller, das geht auch in die tragenden Teile, Glasfaserlagen können sich ablösen, Wasser kann eindringen, der Reparaturaufwand wird letztendlich immer stärker. Gleichzeitig geht die Leistung runter. Das ist einfach so, als wenn man das aerodynamische Profil verändern würde. Auch das ist ein schleichender Prozess, sodass man es nach vier oder fünf Jahren halbwegs wahrnehmen kann in der Leistung. Bis man schließlich ein paar Prozent Ertragsverlust hat. Dann ist es sehr wichtig, dass man etwas unternimmt. Dann sieht man es allerdings auch schon sehr deutlich.

Sollte man die Beschichtung der Rotorblätter an den jeweiligen Standort anpassen?

Jan Liersch: Das ist genau die Idee, die wir verfolgen. Die Hersteller wissen, dass sie mit mehr Erosionsbelastung an bestimmten Standorten konfrontiert werden. Wir haben zwei Arten von Erosionsbelastung: Staub und Wassertropfen. Deutsche Offshore-Windparks haben eher mit Tropfen zu kämpfen. Es zeigte sich, dass einige Parks nach überraschend kurzer Zeit repariert werden müssen.

Wie viele der neuen Anlagen betrifft das?

Jan Liersch: An Standorten mit hoher Erosionsbelastung sind alle Anlagen betroffen. Offshore sind im Prinzip alle Anlagen betroffen. Es hängt aber auch davon ab, ob sie vor der Errichtung einen Erosionsschutz erhalten haben oder nachgerüstet wurden. Auf der wissenschaftlichen Ebene ist zu wenig darüber bekannt. Daher haben wir zusammen mit dem Fraunhofer IWES Überlegungen angestellt, gemeinsame Messungen anzustellen. Wir würden Spezialsensoren einsetzen, die Stäube und Tropfengröße richtig messen, um das Erosionsmilieu an repräsentativen Standorten zu messen. Das würden wir Onshore vielleicht an einem Dutzend Standorten in Deutschland machen und an zwei, drei Offshore-Standorten. Wenn man das ein paar Jahre messen würde, hätten wir eine Erosionsbelastungskarte. So könnte man für den jeweiligen Standort den richtigen Erosionsschutz auswählen.

Gibt es Erosionsschutz zum Nachrüsten?

Jan Liersch: Wir bekommen in unserem Materiallabor am meisten Anfragen von solchen Nachrüstern, die sagen: Wir haben etwas entwickelt, das für diesen Standort-Typ besonders gut sein könnte. Und dann machen wir vergleichende Messungen mit Standardbeschichtungen. Wir versuchen herauszufinden, für welchen Standort das Reparaturmaterial am besten geeignet ist. Es gibt eine Reihe von Anbietern, die versprechen, dass ihr Material besonders guten Erosionsschutz am Standort bietet. Es gibt zwei Aspekte: Beständigkeit gegen Erosion und Kosten. Wenn ich meinen Park weitere 15 Jahre betreiben möchte, aber meine Blattvorderkanten müssen saniert werden, brauche ich ein Material, das diese 15 Jahre hält. Wenn ich einen Park habe, der in drei Jahren abgebaut wird, könnte es mit einer Notreparatur kostengünstiger werden.

Wäre Monitoring zur Prävention sinnvoll?

Jan Liersch: Als einziger Nutzen eines Rotorblattmonitorings wäre es wahrscheinlich zu teuer. Aber es gibt auch andere Gründe, warum man Rotorblattmonitoring macht. Dann würde man den Aspekt Erosion mit abdecken. Oder man reduziert die Drehzahl der Anlagen bei Starkregen. So hätte man die Erosionsbelastung für den Zeitraum gesenkt.

 

Das Interview führte Nicole Weinhold im Auftrag des BWE. Es erschien zunächst in der Fachzeitschrift „Erneuerbare Energien“.