VDI Wissensforum Wann Windenergieanlagen nach der Entwurfslebensdauer weiterbetrieben werden können

Autor / Redakteur: R. Kamieth, Robert Liebich, Christoph Heilmann und Andreas Mühlbauer / Stefanie Michel

Nach Ablauf der Entwurfslebensdauer einer Windenergieanlage stellt sich die Frage, ob oder unter welchen Umständen diese weiter betrieben werden kann. Die Restnutzungsdauer lässt sich unter Verwendung von Messdaten abschätzen. Dieser Beitrag zeigt, welche Einflüsse dabei in Betracht gezogen werden müssen und wie zuverlässig diese Aussagen sein können.

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Kann die Anlage länger als 20 Jahre in Betrieb bleiben? Um den Zeitraum eines möglichen Weiterbetriebs zu bestimmen, gibt es neue Ansätze.
Kann die Anlage länger als 20 Jahre in Betrieb bleiben? Um den Zeitraum eines möglichen Weiterbetriebs zu bestimmen, gibt es neue Ansätze.
(Bild: Berlinwind)

Windenergieanlagen (WEA) sind in Deutschland meist für eine Lebensdauer von 20 Jahren ausgelegt. Mehrere tausend erreichen derzeit jährlich das Ende dieser Zeitspanne, aber gleichzeitig wollen die Betreiber diese Anlagen weiter nutzen. Hierzu muss dieser dem zuständigen Bauamt gegenüber die Betriebssicherheit für alle lastabtragenden Strukturkomponenten nachweisen (Bild 1). Um den Zeitraum eines möglichen Weiterbetriebs zu ermitteln, müssen dabei zwei Methoden kombiniert werden: Zum einen eine komplette analytische Neuberechnung der WEA. Diese erfordert unter anderem ein Wind- und Turbulenzgutachten sowie detaillierte Konstruktionsdaten und die individuellen Anlagenparameter. Zudem ist eine vertiefte WEA-Inspektion durch Sachverständige notwendig, welche die genaue Kenntnis der Schwachstellen erfordert, um beispielsweise nach Rissen zu suchen.

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Tagung
VDI-Fachtagung „Schwingungen von Windenergieanlagen“

Einmal im Jahr treffen sich die maßgeblichen Ingenieure der Windbranche zur Veranstaltung „Schwingungen und Dynamik von Windenergieanlagen“, um sich zu neuen Lösungen für die Bereiche Schwingungen und Dynamik von Windenergieanlagen auszutauschen. Hier treffen Hersteller, Zulieferer, Dienstleister und Betreiber aufeinander und diskutieren Lösungen zu den Bereichen Schwingungsmessungen, -analyse und Simulation. Im Fokus der Tagung stehen praxisrelevante Lösungen und Erkenntnisse.

Die Fachtagung findet vom 7. bis 8. Juni 2016 in Bremen statt. Weitere Informationen und das Tagungsprogramm finden Sie auf der Tagungs-Webseite. Dort können Sie sich auch anmelden.

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Bisherige Abschätzung des ertragenen Betriebslastkollektivs nicht ausreichend

Praktische Erfahrungen im eigenen mehrjährigen Forschungsprojekt sowie mit Last- und Schwingungsmessungen an WEA legen nahe, dass die alleinige Anwendung der beiden oben genannten Methoden zur Abschätzung des ertragenen Betriebslastkollektivs nicht ausreichend ist. Die Betriebslasten können erhöht sein, wenn beispielsweise ermüdungsrelevante Parameter des Rotors nicht mit denen des Entwurfs übereinstimmen. Zusätzliche Massenträgheitskräfte durch Rotorunwucht oder erhöhte aerodynamische Kräfte wegen Blattwinkeldifferenzen oder Blatterosion treten bei vielen Anlagen auf. Dies lässt sich an einer individuellen WEA verlässlich messtechnisch ermitteln, ebenso wie die Eigenfrequenzen von Blättern und Turm, die auch für die korrekte analytische Neuberechnung relevant sind (Bild 1). Messungen können erhöhte Ermüdungslasten zeigen, lange bevor sichtbare Risse entstehen und bieten damit auch die Möglichkeit, Gegenmaßnahmen einzuleiten, um die Belastung zu verringern.

Zudem gibt es alte WEA-Typen deren Konstruktionsunterlagen nicht mehr existieren, so dass eine detaillierte analytische Neuberechnung kaum möglich ist. Eine Lastmessung ist dann die einzig sinnvolle Alternative. Die neue Weiterbetriebs-Richtlinie des DNV-GL beschreibt vier unterschiedlich aufwändige Methoden. Neben der Betriebsdatenauswertung werden nun auch optionale Windmessungen sowie Lastmessungen zur Bestimmung der Schwingungsantwort der WEA genannt.

Ansatz zur Rekonstruktion des ertragenen Lastkollektivs

Der aktuelle Projektansatz besteht darin, als Ergänzung zu den oben genannten zwei Nachweismethoden das ertragene Betriebslastkollektiv zu rekonstruieren und das Ergebnis mit dem Entwurfslastkollektiv aus der Typenprüfung zu vergleichen (Bild 1). Als Basis dienen die individuell gemessenen Betriebslasten und unter anderem die Betriebsdaten. Die Lastmessung muss durch eine geeignete Dauer und Sensoranzahl die Betriebszustände repräsentativ abbilden. Dem stehen jedoch hohe Kosten für lange Messzeiträume mit vielen Messkanälen sowie entsprechender Auswerteaufwand gegenüber.

Die mögliche Restnutzungsdauer sollte weder unterschätzt werden, damit nicht eine noch wirtschaftlich betreibbare Anlage wegen Fehleinschätzung stillgelegt wird. Noch darf bei einer stark vorgeschädigten Anlage ein zu langer Weiterbetriebszeitraum angegeben werden, da dies das Schadens- und Arbeitsrisiko erhöht.

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Lastmessung an einer 15 Jahre alten Windenergieanlage

Im Rahmen des gemeinsamen Forschungsprojekts findet seit Juni 2014 an einer 15 Jahre alten, getriebelosen, drehzahlvariablen Windenergieanlage mit 600 kW eine kontinuierliche Lastmessung statt. Das eigenentwickelte 17-kanalige Lastmesssystem erfasst zusätzlich zur Strukturbeanspruchung, per DMS in Turmkopf und Turmfuß die Gondelbeschleunigungen sowie die Betriebsparameter Windgeschwindigkeit und -richtung, Luftdruck, -temperatur, Rotordrehzahl, Leistung und Gondelausrichtung.

Die aufgezeichneten Betriebsdaten der gesamten bisherigen Betriebsdauer stehen zur Verfügung – für die ersten fünf Jahre nur stundenweise, danach für alle zehn Minuten. Für Windgeschwindigkeit, Rotordrehzahl und Leistung liegen neben den 10-min-Mittelwerten auch die jeweiligen Maximal- und Minimalwerte vor. Bei der Rekonstruktion des Betriebslastkollektivs lassen sich also die mögliche Reduktion der Sensoranzahl und verschiedene Rekonstruktionsstrategien erproben sowie umfangreiche Sensitivitätsanalysen durchführen.

Lasten bei Stoppvorgängen durch Turmschwingungen

Der untersuchte WEA-Typ ist serienmäßig mit einer Schwingungsüberwachung ausgestattet, weil die kritische Drehzahl (die erste Turmeigenfrequenz) im Betriebsdrehzahlbereich liegt (Bild 2). Durch die Fehlermeldung „Turmschwingungen“ lässt sich die Abschaltursache identifizieren und dies in den Lastmessdaten untersuchen. Abschaltungen wegen Fehlern sind beim Entwurf nicht nur als Extremlastfälle zu untersuchen, sondern auch bei der Analyse der Betriebslasten zu berücksichtigen.

Bild 3 zeigt das Zeitsignal eines Stopps wegen Turmschwingungen. Schwingungsüberlagerung (Turmeigenfrequenz und Blattpassierfrequenz) führt zum Aufschaukeln, die Schwingungsüberwachung schaltet erst mit etwa 40 s Verzögerung ab, nachdem ein bestimmter Messzeitraum ausgewertet wurde. Dies zeigt, dass ein angemessener Zeitabschnitt vor der Abschaltung berücksichtigt werden muss. Beide Messrichtungen, axial und lateral, sind auszuwerten, da letztere aufgrund von geringerer aerodynamischer Dämpfung oft deutlich höhere Amplituden aufweist.

Deutlich anders sieht das Schwingverhalten bei einem Notstopp wegen eines Pitchsystemfehlers während des Nennlastbetriebs aus (Bild 4). Solche Fehler dürfen wegen der hohen Lasten nur wenige Male pro Jahr auftreten. Der schnelle Zusammenbruch des Schubs bewirkt hohe, lang andauernde Axialschwingungen (rot) sowohl des Turms als auch der Blätter.

Bild 5 zeigt für einen im Turmkopf installierten DMS das Lastkollektiv für die 10-min Zeitreihe ab 5 min vor dem Notstopp wegen des Pitchsystemfehlers sowie das Lastkollektiv für den 10-minütigen Normalbetrieb davor. Die Maximalschwingungen durch den Notstopp liegen deutlich höher, die großen Amplituden haben höhere Lastwechselzahlen. Bei der Auswertung werden die Maximalamplituden wegen gleichzeitigen Blattschwingungen ohne geeignete Filterung stark unterschätzt. Dies zeigt, dass Stoppvorgänge bei der Beurteilung des Weiterbetriebs beachtet werden sollten. Ohne eine zugehörige Betriebsdatenaufzeichnung sind solche ermüdungsrelevanten Sonderereignisse in ihrer Häufigkeit jedoch nicht abschätzbar, was bei der Unsicherheitsanalyse der ermittelten Restnutzungsdauer berücksichtigt werden sollte.

Erkenntnisse zur Übertragbarkeit auf Nachbar-WEA

Für den Vergleich mit der baugleichen Nachbar-WEA liegen die simultan ermittelten 10-min-Betriebsdaten vor. Für Windgeschwindigkeit, Rotordrehzahl und Leistung sind außer dem Mittelwert auch die Minimal- und Maximalwerte aufgezeichnet, was bei wenigen WEA-Typen der Fall ist. In Bild 6 sind die Werte eines 17-tägigen Zeitraums, inklusive des Sturms am 31.3.2015, dargestellt. Je Messgröße ist auch die lineare Trendlinie hinzugefügt.

Bild 6 zeigt, dass die untersuchte Windenergieanlage mit ihrem Gondel-Anemometer zeitgleich zwar eine höhere Windgeschwindigkeit misst, jedoch wegen ihrer angepassten Kennlinie deutlich niedrigere Drehzahlen fährt. Dies bedeutet, dass die Nachbar-WEA im gleichen Zeitraum deutlich höhere drehzahlbedingte Lastwechselzahlen aufweist und verschieden oft in der Resonanz fährt. Im Sturm am 31.3.2015 sind beide Anlagen ungestört angeströmt und schalten nicht ab. Das Gondel-Anemometer der untersuchten WEA misst eine extreme Betriebsbö von über 50 m/s, die Nachbar-WEA simultan nur maximal 28 m/s. Dies zeigt, dass selbst benachbarte WEA nicht nur durch Nachlaufeffekte deutlich unterschiedliche externe Windeinwirkung erfahren.

Solche extremen Betriebsböen sind für das Lastkollektiv relevant. Für die meisten WEA-Typen werden jedoch die Maximalwerte nicht gespeichert, sodass diese Betrachtungen nicht möglich sind. Dies verdeutlicht, dass es für die Beurteilung des Weiterbetriebs sehr sinnvoll ist, einen möglichst großen Umfang an Betriebsdaten der WEA auszuwerten – trotz des erforderlichen Zeitaufwands.

Obwohl bezüglich der simultan gemessenen mittleren und maximalen Leistung (Bild 7), die Nachbar-WEA niedrigere Werte aufweist, hat sie im betrachteten Zeitraum einen um 0,4 % höheren Energieertrag und laut Betreiber stets eine etwas höhere Energieproduktion pro Jahr. Die untersuchte Anlage weist deutlich höhere Leistungsspitzen auf. Außerdem verzeichnet die Nachbar-WEA im Zeitraum der Lastmessung keine Abschaltungen wegen Turmschwingungen, die untersuchte WEA hingegen über 40 s, vor allem im durch nachlauf gestörten Windsektor.

Tagung zu Schwingungen und Dynamik von Windenergieanlagen

Dies verdeutlicht, dass die Übertragung von Ergebnissen einer Lastmessung auf Nachbar-WEA detaillierte Untersuchungen erfordert. Weiterhin sollten einige repräsentative Beschleunigungsmessungen in beiden WEA-Gondeln durchgeführt werden, um beispielsweise die Eigenfrequenzen und andere ermüdungsrelevante Parameter (Massenunwucht und Blattwinkelfehler) zu bestimmen und die Übertragbarkeit von Lastmessdaten zu analysieren. Auch für die korrekte Parametrierung einer analytischen Neuberechnung sind solche Messungen sehr zu empfehlen. Das Forschungsprojekt zeigt klar den Nutzen von Messungen an der individuellen WEA im Rahmen der Beurteilung des Weiterbetriebs.

Wie sich die wirtschaftliche Restlebensdauer einer WEA abschätzen lässt und welche Voraussetzungen, Messverfahren und Auswertungen hierzu nötig sind, führt Dr.-Ing. Christoph Heilmann von der Berlinwind GmbH im Detail auf der VDI-Tagung „Schwingungen und Dynamik von Windenergieanlagen“ aus. Diese findet am 7. und 8. Juni 2016 in Bremen statt. Hersteller, Zulieferer, Dienstleister und Betreiber diskutieren Lösungen zu den Themen Schwingungsmessungen, -analyse und Simulation. Schwerpunktthemen sind weiterhin die Schallemissionen von WEA, die Variation von WEA-Eigenfrequenzen aufgrund von Alterung, Fertigungstoleranzen und Betriebsbedingungen sowie Schwingungsbeurteilung und deren Integration in die Überwachung großer Anlagenpopulationen.

* Dipl.-Ing. R. Kamieth ist Wissenschaftlicher Mitarbeiter, Prof. Dr.-Ing. Robert Liebich ist Leiter des Fachgebiets Konstruktion und Produktzuverlässigkeit am Institut für Konstruktion, Mikro- und Medizintechnik der TU Berlin. Dr.-Ing. Christoph Heilmann ist Leiter der Forschung und Entwicklung bei der Berlinwind GmbH in 12161 Berlin. Dipl.-Phys. Andreas Mühlbauer ist freier Journalist in Heidelberg.

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