Windenergie: Wie fließen Schadensanalysen in die Normung ein?

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1 Windenergie: Wie fließen Schadensanalysen in die Normung ein? Dipl.-Ing. Peter Dalhoff, Dipl.-Ing. Mike Wöbbeking, Dipl.-Ing. Torsten Muuß, Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Hamburg Kurzfassung Der Beginn der Stromerzeugung mit modernen Windenergieanlagen (WEA) in Deutschland war alles Andere als erfolgreich. Der GROWIAN (GROße WIndenergieANlage) war zwar mit ein äußerst imposantes und medienwirksames Bauwerk, seine Leistungsfähigkeit blieb leider weit dahinter zurück. Nach wenigen Monaten Betrieb musste der GROWIAN aufgrund gravierender technischer Probleme stillgelegt und rückgebaut werden. Ca. 30 Jahre später ist Deutschland Weltmeister im Export von Windenergieanlagen und deren Komponenten sowie in der Anzahl der in Deutschland installierten WEA. Innerhalb dieser Zeitspanne wurde die dynamische Entwicklung der Anlagentechnik und -größe durch die Entwicklung und Fortschreibung von Normen und Richtlinien unterstützt. Dieser Beitrag behandelt, wie Schadenfälle an Windenergieanlagen dazu geführt haben, Richtlinien und Normen für dieses Themengebiet zu schaffen bzw. diese entsprechend der gewonnenen Erkenntnisse zu verbessern. Nach einer Übersicht zur Historie der Richtlinienentwicklung werden anhand der Inspektionsdatenbank des Germanischen Lloyd (GL) typische Schäden herausgearbeitet. Abschließend werden die Fallbeispiele Getriebe und Schwingungsüberwachung diskutiert. 1. Einleitung Die Windenergie hat in den letzten Jahren einen rasanten Zuwachs in der Anlagengröße und der Zahl installierter Anlagen erlebt. Die Abbildung 1 zeigt die Entwicklung der Anlagengröße und Abbildung 2 die Entwicklung der installierten Leistung in Deutschland. Während in Dänemark und den USA die Entwicklung vor ca. 25 Jahren mit kleinen Windenergieanlagen (WEA) mit 30 kw Nennleistung und 15 m Rotordurchmesser begann, verlief die Entwicklung in Deutschland ganz anders. 1

2 Der GROWIAN war zwar mit 100 m Rotordurchmesser und 100 m Nabenhöhe ein äußerst imposantes Bauwerk, nach wenigen Monaten Betrieb musste der GROWIAN jedoch aufgrund technischer Probleme stillgelegt und rückgebaut werden. Die rasante Entwicklung drängt die Frage nach der Zuverlässigkeit dieser Technologie auf. Die technische Zuverlässigkeit wird gerade dieser Tage in den Medien intensiv diskutiert. Der BWE meldet, dass die Verfügbarkeit der Windenergieanlagen derzeit bei 98,5 % liegt und damit ihren bisher höchsten Wert erreicht hat, während der Spiegel ein Bild dramatisch zunehmender Serienschäden zeichnet. Im Folgenden wird die Historie der Richtlinien- und Normenentwicklung skizziert sowie eine Analyse der häufigsten Schäden anhand einer Inspektionsdatenbank des Germanischen Lloyd durchgeführt, welche auf ca durchgeführten Inspektionen an WEA basiert. Bild 1: Größenentwicklung der Windenergieanlage, Quelle: BWE 2

3 Bild 2:Installierte Leistung, Windenergie, Stand: 2/ Rückblick und Aktuelles zur Entwicklung von Standards für die Windenergie Wie bereits geschildert, war die Entwicklung der Windenergie zum Ende der 70er und Beginn der 80er Jahre recht stürmisch. Dies lag im Wesentlichen an US-amerikanischen Steuerprogrammen, die einen massiven Aufbau von Windfarmen in Kalifornien zur Folge hatten. Auch in Dänemark und den Niederlanden gab es staatliche Programme, die die Technik vorantrieben, jedoch verlief der Aufbau in Europa langsamer. In der Folge dieser Entwicklung wurde in Ländern wie Dänemark, Deutschland, Kanada, den Niederlanden, Schweden und den USA die Entwicklung von Richtlinien und Normen vorangetrieben. Diese Richtlinien- und Normentwürfe befassten sich mit der Sicherheit von Windenergieanlagen. Dabei konzentrierten sich die Europäer im Wesentlichen auf Horizontalachsmaschinen und die Kanadier überwiegend auf Vertikalachsanlagen. In Dänemark hatte die Dänische Ingenieurvereinigung (Dansk Ingeniørforening, DIF) die Leitung des Normenausschusses inne und hat in Zusammenarbeit mit RISØ, Universitäten und der Industrie 1988 einen ersten Entwurf herausgegeben [1]. Später gab es eine Richtlinie, die weitere Anforderungen und das Zertifizierungsverfahren beschreibt [2] sowie die Norm DS 472 [3], in der die Besonderheiten für WEA aufgeführt sind. In beiden Dokumenten wird auf allgemeine dänische Normen verwiesen und es gibt darüber hinaus 3

4 Empfehlungen mit detaillierten Auslegungshinweisen für Komponenten oder Fundamente. Aktuell stützt sich das dänische Zertifizierungssystem auf die IEC WT 01 [4] mit einigen nationalen Änderungen und Ergänzungen. Dieses System [5], [6] bezieht ebenso weitere nationale wie internationale Normen und Richtlinien mit ein. In Deutschland hat das Bundesland Schleswig-Holstein die Richtlinienarbeit maßgeblich vorangetrieben. Der Germanische Lloyd hat im zuständigen Sachverständigenausschuss mitgearbeitet und 1986 im Rahmen eines Forschungsvorhabens die erste eigene Richtlinie [7] veröffentlicht wurde die Richtlinienarbeit für bautechnische Richtlinien dem Institut für Bautechnik übertragen, das 1988 die erste vorläufige Richtlinie für Anlagen bis 100 kw [8] herausgab. Die spätere Richtlinie für Windkraftanlagen [9] wurde 1995 in einer zweiten überarbeiteten Auflage herausgegeben [10] erschien die nächste Überarbeitung als Richtlinie für Windenergieanlagen [11] des DIBt, die ebenso wie ihre Vorgänger die Lasten und die Lastermittlung sowie die Anforderungen für Turm und Gründung, die im baurechtlichen Verfahren in Deutschland geprüft werden, beschreibt. Eine Behandlung von WEA in Windparks wurde zusätzlicher Bestandteil, da in Deutschland zunehmend Probleme auftraten, wenn Anlagen mit geringem Abstand zu benachbarten Anlagen aufgestellt werden (Mindestabstände). In Deutschland werden WEA im Rahmen eines baurechtlichen Verfahrens geprüft. Es wird dabei zwischen Einzel- und Typenprüfungen unterschieden. Dabei verweist die DIBt-Richtlinie auf die baurechtlich eingeführten Normen des Bauwesens. Spezielle Normen für WEA gibt es bislang nicht. In den Niederlanden wurde die Normenarbeit für Windenergieanlagen von der Nationalen Elektrotechnischen Kommission unter Beteiligung von Industrie, Eignern, Energieversorgungsunternehmen (EVU), ECN und anderen Forschungsinstituten durchgeführt. Der erste Normentwurf über Sicherheitsanforderungen für Windenergieanlagen wurde 1985 veröffentlicht [12]. Die spätere niederländische Norm [13] entspricht in weiten Teilen der IEC , Ausgabe 1999 [14]. Lediglich die Abschnitte mit Materialdaten, Teilsicherheitsbeiwerten, zur Arbeitssicherheit und mit Anforderungen an Messungen wurden dem früheren Entwurf entnommen und ergänzen die Anforderungen der IEC-Norm. So sollte z.b. das vormalige Gefüge von Sicherheitsfaktoren und -niveaus beibehalten werden. Die Niederlande waren das erste Land, das seine nationalen Anforderungen an die IEC , Ausgabe 1999, angeglichen hat. Im April 1999 wurde mit der Herausgabe der NVN [13] die niederländische Normung an die der IEC angepasst. Mittlerweile gilt für die 4

5 Niederlande keine nationale Richtlinie oder Norm mehr; es wird auf die internationale IEC WT 01 [4] verwiesen, die sich der IEC Serie bedient. In Schweden wurde die Normung für Windenergieanlagen der FFA (Luftfahrtforschungsinstitut Schwedens) übertragen. Eine Richtlinie für die Auslegung struktureller Komponenten wurde erarbeitet [15]. In den USA hatte die Normung den gleichen Stellenwert wie die Aufstellung von Anlagen, d. h. es wurde mit großem Einsatz an einer ganzen Reihe von Normentiteln in 9 verschiedenen Komitees gearbeitet. Die Arbeit wurde unter der Aufsicht der American Wind Energy Association (AWEA) durchgeführt. Die AWEA hat die jeweiligen Obleute der Komitees benannt, in denen Hersteller, Forscher, Eigner, Finanziers und andere Institutionen vertreten sind. Die Normenarbeit wurde im AWEA Standards Program zusammengefasst [16]. Aktuell wird an einer Richtlinie für die amerikanische Offshore-Windenergie gearbeitet. In Indien wurde deutlich später im Jahre 2000 ein vorläufiges Typenzertifizierungssystem eingeführt [17]. Das System orientiert sich an den damalig aktuellen Vorgaben der IEC und des dänischen Systems. Anlagen, die nicht entsprechende Anforderungen erfüllen, erhalten in Indien keinerlei Steuer- oder Zollvorteile. Zukünftig will auch Indien auf die aktuellen IEC- Richtlinien zurück greifen und somit die Anwendung der IEC , Ausgabe 2005 [18] obligatorisch machen. Seit den frühen Anfängen ist die Mitarbeit in den Normungsgremien ein ständiger Prozess, die Regelwerke auf dem Stand der Technik zu halten und diesen Stand immer wieder neu zu definieren. Neben den beschriebenen nationalen Anstrengungen, diesem Anspruch gerecht zu werden, gibt es bei der Internationalen Elektrotechnischen Kommission (IEC) seit 1988 ein Technisches Komitee, das TC 88, das sich mit der Normung für Windenergieanlagen (WEA) befasst. Für die Behandlung der internationalen Belange wurden in den mitarbeitenden Ländern nationale Spiegelgremien eingerichtet. In der Bundesrepublik Deutschland ist dies das K 383, das 1993 bei der Deutschen Elektrotechnischen Kommission (DKE) gegründet wurde. Die erste internationale Norm des TC 88 wurde im Dezember 1994 als IEC veröffentlicht und trägt den Titel "Sicherheitsanforderungen" [19]. Die IEC wurde in drei Themengruppen (Sicherheitsphilosophie, strukturelle Integrität sowie Aufbau, Betrieb 5

6 und Wartung) von verschiedenen Arbeitsgruppen (Working Groups, WG 1-3) erarbeitet. Sie umfasst neben der generellen Sicherheitsphilosophie die Definition der Umwelt- und Betriebsbedingungen, aus denen die Lastfälle abgeleitet werden. Entsprechend der Abstimmung der Nummerierung von Normen der ISO und der IEC trägt die Normenreihe seit 1996 die Nummer Die Überarbeitung der IEC , die sich vornehmlich auf die notwendige Anpassung der anfangs zu stark vereinfachten Lastannahmen stützte, wurde 1999 somit als IEC [14] veröffentlicht. Das nochmalige Zuspitzen der Berechnung von WEA-Lastannahmen mündete 2005 in der revisionierten IEC [18], die noch heute Grundlage vieler Diskussionen um das Für und Wider aufwändiger Lastberechnungen ist. Das Zertifizierungssystem selbst stützt sich auf die IEC WT 01 [4], die in einer ersten Fassung 2001 erschien und derzeit überarbeitet wird [20]. Die Neuausgabe ist für 2008 geplant und wird analog zur IEC , Ed. 3 [18] Auslöser einer Reihe von Überarbeitungen der hier aufgeführten nationalen Regelwerke sein. Weitere Normen für kleine WEA, für die Messung des Leistungsverhaltens und des Schalls sowie für Rotorblatttests, Zertifizierung von WEA, Netzverträglichkeit, Blitzschutz und Beanspruchungsmessungen wurden in der Folge veröffentlicht. Neben den Normen können auch Technische Berichte (TR) und Technische Spezifikationen (TS) erarbeitet und herausgegeben werden. Viele dieser Dokumente bildeten und bilden die Basis nationaler Anforderungen, die sich mit den internationalen Anforderungen decken oder diese Ergänzen. Obwohl die Europäische Kommission bereits frühzeitig Anstrengungen zu einer einheitlichen Normung unternommen hat [21] und ein umfangreiches Forschungsprogramm [22], [23] zur Erarbeitung von Grundlagen für die Normung unterstützt, wurde erst 1995 ein Mandat an die Europäische Elektrotechnische Kommission (CENELEC) erteilt, die notwendige Normenarbeit zu initialisieren. Dabei sind als Grundlage für diese zu erarbeitenden europäischen Normen die Normen der Serie IEC und die relevanten Richtlinien der Europäischen Union zu verwenden. Die Normen der IEC unterliegen aufgrund eines Abkommens zwischen IEC und CENELEC dem Parallelen Abstimmungsverfahren, d. h. Normen, die die IEC zur Abstimmung herausgibt, werden gleichzeitig durch die CENELEC zur Abstimmung gebracht. Die Normen der Reihe IEC werden von der CENELEC als 6

7 EN herausgebracht und von der Deutschen Elektrotechnischen Kommission (DKE) nach Übersetzung ins Deutsche als DIN EN und VDE 0127 veröffentlicht. Inzwischen sind auch zahlreiche Harmonisierte Normen der europäischen Union verfügbar. So hat die Internationale Elektrotechnische Kommission (IEC) eine Reihe von Normen für die Entwicklung von Windenergieanlagen herausgegeben (s.o.), die teilweise auch als EN- Normen vorliegen und deren Einhaltung im Rahmen der Zertifizierung überprüft wird. Mit Ausnahme der Normen EN [24] und EN [25] sind diese allerdings (noch) nicht harmonisiert. Der Germanische Lloyd ist wie oben beschrieben bereits seit den frühen achtziger Jahren in der Richtlinien- und Normenarbeit aktiv. Die o. g. Richtlinie wurde 1993 und 1999 den aktuellen Erkenntnissen, Erfahrungen und Bedürfnissen angepasst und die derzeit gültige Richtlinie für die Zertifizierung von Windenergieanlagen [26] wurde 2003 neu herausgegeben und 2004 nochmals ergänzt. Sie enthält die Zertifizierungsverfahren (Komponenten-, Typenund Projektzertifizierung), Auslegungskriterien für das Sicherheitssystem und die Materialien, die Ermittlung der Lasten sowie die Auslegung der verschiedenen Komponenten der Anlage. Außerdem gibt es z. B. Anforderungen für Handbücher, Prototyptests und ein Kapitel über wiederkehrende Prüfungen. Neben der Richtlinie für die Zertifizierung von Windenergieanlagen (WEA) hat der Germanische Lloyd auch eine Richtlinie für Offshore-WEA erstellt, die 1999 [27] und 2005 [28] in überarbeiteter Form neu herausgegeben wurde. Beide Richtlinien enthalten neben den nationalen Anforderungen (Deutschland, Dänemark, Frankreich, die Niederlande, Indien) auch die Lastfälle der internationalen IEC-Richtlinie [14]. Die Internationalisierung des Warenverkehrs auf dem Gebiet der Windenergie verlangt zunehmend nach einer einheitlichen Auslegung und Prüfung. Basis solcher Prüfungen sollen internationale Normen wie die der IEC und international anerkannte Richtlinien wie die des Germanischen Lloyd sein. Weltweit gibt es hingegen diverse Zertifizierungssysteme, die nicht oder nur bedingt kompatibel sind. Zudem werden weitere Standards in Ländern wie China oder Japan entwickelt. Dies hat zur Folge, dass Zertifizierungen von Windenergieanlagen, die weltweit oder zumindest in verschiedenen Märkten verkauft werden sollen, unnötig aufwändig und 7

8 teuer sind. Gleichzeitig bieten sie die Chance, Windenergieanlagen auf die Belange des jeweiligen Marktes gezielt anzupassen und aus der Not eine Tugend zu machen. Dennoch sollten geschäftspolitische und persönliche Interessen ebenso wie subjektive Erfahrungen hinter der Harmonisierung von Normen und Richtlinien zurückstehen. 3. Welche sind die häufigsten Schäden eine kleine Statistik Der GL führt an WEA die unterschiedlichsten Arten von Inspektionen durch, wie z. B. Wiederkehrende Prüfungen, Inspektionen zum Ende der Gewährleistung, Prüfung zur zustandsorientierten Instandhaltung. Alle diese Ergebnisse werden in einer Datenbank archiviert, die auf ca Inspektionsergebnisse zurückgreift. Aus dieser Inspektionsdatenbank geht hervor, dass die festgestellten Mängel zu ca. 26% auf das Hauptgetriebe, zu ca. 17% auf den Generator und zu ca. 13% auf den Wellenstrang (Hauptlager, Kupplung, etc.) entfallen. Das heißt, dass in der Summe knapp 60% der festgestellten Mängel an den Hauptkomponenten des Triebstranges vorliegen. Häufigkeit % Hauptgetriebe Generator Wellenstrang (Hauptlager, Kupplung, etc.) Elektrotechnik sonstiges WEA Komponente Bild 3: Festgestellte Mängel an Windenergieanlagen Quelle: Inspektionsdatenbank GL 8

9 Dieses deckt sich auch weitestgehend mit den Schadensstatistiken der Versicherungen oder den Aufzeichnungen des ISET [29]. Die festgestellten Mängel bei den Getrieben beziehen sich im Wesentlichen auf die Lager und Verzahnungen sowie teilweise auf die Tragstruktur, d.h. Gehäuse mit Drehmomentstütze. Ebenfalls stehen bei den Generatoren die Lager als Hauptverursacher der Auffälligkeiten im Vordergrund. Mittels der durch die GL-Sachverständigen durchgeführten Inspektionen und auch verweisend auf Abschnitt 5. Schwingungsüberwachung ist es möglich, die Unregelmäßigkeiten frühzeitig zu erkennen, um die auftretenden Kosten unter Kontrolle zu behalten. So kann ein nicht frühzeitig erkannter Fehler, der einen Getriebetausch nach sich zieht, bei einer 1.5 MW WEA ohne weiteres mit ,- (Getriebe mit Einbau) zu Buche schlagen. Hierbei sind die Einnahmeverluste durch den Stillstand, der sich beim Ausfall einer Großkomponente über Wochen oder sogar Monate hinstrecken kann, noch nicht berücksichtigt. Um einen wirtschaftlichen Betrieb der WEA zu gewährleisten und die Stillstandszeiten der Anlagen aufgrund von erkennbaren Fehlern auf ein Minimum zu reduzieren, ist es erforderlich eine regelmäßige Zustandsprüfung der WEA vorzunehmen. Hierfür ist es erforderlich den jeweiligen Prüfungsinhalt den entsprechenden Anforderungen individuell anzupassen. 4. Fallbeispiel Getriebe Zur Gewährleistung der Betriebssicherheit von Getrieben für Windenergieanlagen (WEA) sind in den letzten Jahren nationale und internationale Normen und Richtlinien entstanden. Diese Normen und Richtlinien sind aber nicht als Ersatz für anerkannte Normen wie ISO 6336 (Tragfähigkeitsberechnung von Stirnrädern) oder ISO 281 (Lebensdauerberechnung von Lagern) gedacht. Vielmehr enthalten sie feste Regeln (z.b. zur Bestimmung der Breitenlastverteilung bei Stirnrädern) und Vorgaben (z.b. Mindest-Sicherheiten) zur Anwendung dieser Normen, um diese an die Verhältnisse von Getrieben für WEA anzupassen. Für Bauteile, für die keine genormten Regeln existieren (z.b. Strukturkomponenten), wird hingegen die Vorgehensweise beim Tragfähigkeitsnachweis (z.b. mittels der FEM) einschließlich der Randbedingungen (Lasten, Kerbwirkung, Werkstoffkennwerte, Vergleichsspannungshypothesen, partielle Sicherheitsfaktoren etc.) genau vorgegeben. 9

10 In nationalen und internationalen Gremien sind im Bereich der Windkraft Normen und Richtlinien entwickelt und publiziert worden (Vgl. 2.). WEA, die den Anforderungen dieser Normen und Richtlinien genügen, können dabei als betriebssicher angesehen werden. Insbesondere im Bereich der Getriebe für WEA wurden und werden die Normen kontinuierlich weiterentwickelt. Zum Nachweis der Tragfähigkeit der einzelnen Bauteile eines Getriebes existieren bewährte nationale und internationale Normen. In den 1980er Jahren traten jedoch vermehrt systematische Schäden an Getrieben in den ersten größeren Windparks in den USA auf, obwohl eine ausreichende Dimensionierung der einzelnen Bauteile gemäß den einschlägigen Normen vorlag. Aus diesem Grund wurden genormte Vorschriften zum Nachweis der Lebensdauer speziell für Getriebe, die in WEA eingesetzt werden, gefordert. Als erste Vorschrift erschien 1997 in den USA das Informationsblatt AGMA/AWEA 921-A97 [30]. Da Informationsblätter keine rechtliche Relevanz haben, wurde 1999 beschlossen, das Informationsblatt zu überarbeiten und in eine amerikanische Norm zu überführen. So wurde als erste Norm 2004 die amerikanische Norm ANSI/AGMA/AWEA 6006-A03 [31] publiziert. Die mit der AGMA 6006 praktisch identische ISO/IEC [32] wurde 2006 publiziert und soll auch auf nationaler Ebene als DIN EN ISO/IEC [33] eingeführt werden. Zurzeit wird auf internationaler Ebene in einer gemeinsamen Arbeitsgruppe von IEC und ISO die ISO/IEC überarbeitet. Sie soll in Zukunft im Rahmen der IEC Normenreihe als IEC Design requirements for gearboxes [34] veröffentlicht werden. Die Tragfähigkeit von Stirnrädern wird allgemein anhand der ISO 6336 [35] nachgewiesen. Die insbesondere in der Anfangszeit der WEA vermehrt aufgetretenen Verzahnungsschäden haben jedoch gezeigt, dass bei der Anwendung der ISO 6336 bzw. der Vorgängerversionen bei vielen Faktoren für Getriebe in WEA zu viel Interpretationsspielraum vorhanden ist. Aus diesem Grund wurden in die Windkraftnormen gezielt Vorschriften zur Anwendung der ISO 6336 aufgenommen, die diesen Interpretationsspielraum einengen. Die Ausfallrate von Verzahnungen, die die Randbedingungen z.b. der AGMA 6006 erfüllen, ist deutlich niedriger als die von Getrieben, die gemäß ISO 6336 unter Ausnutzung des Interpretationsspielraums ausgelegt wurden. Das Zusammenwirken zwischen den Windkraftnormen und der Tragfähigkeitsnorm ISO 6336 ist in Bild 2 dargestellt. Aus diesem Bild ist ersichtlich, dass in den Windkraftnormen zum einen gezielte Vorgaben zur Bestimmung einzelner Faktoren der ISO 10

11 6336 enthalten sind, zum anderen aber auch zusätzliche Nachweise gefordert werden (z.b. die erweiterte Kontaktanalyse), die nicht Bestandteil der ISO 6336 sind. Bild 4:Zusammenwirken der Windkraftnormen (hier IEC [34]) mit der ISO 6336 [35], [37]) Die Tragfähigkeit von Lagern wird allgemein mittels der in ISO 281 [36] beschriebenen Ansätze Basic dynamic load rating bzw. Modified rating life nachgewiesen. Die insbesondere in den letzten Jahren vermehrt aufgetretenen Lagerschäden haben auch hier gezeigt, dass diese Verfahren allein keinesfalls als Lebensdauernachweis geeignet sind, sondern sinnvoll nur noch für die Vorauslegung verwendet werden können. In den neueren Windkraftnormen ist deshalb die erweiterte Kontaktanalyse nach ISO 281 Annex B bzw. gemäß den Verfahren der Lagerhersteller als Lebensdauernachweis unter Berücksichtigung der maximalen Pressung vorgesehen. Des Weiteren enthalten die Windkraftnormen Tabellen zur Lagerauswahl, da viele der oben angeführten Lagerschäden auf eine falsche Lagerwahl zurückzuführen waren. Das Zusammenwirken zwischen den Windkraftnormen und der Tragfähigkeitsnorm ISO 281 ist in Bild 4 dargestellt. Aus Bild 4 ist ersichtlich, dass in den Windkraftnormen zum einen gezielte Vorgaben zur Anwendung der ISO 281 enthalten sind, zum anderen aber auch 11

12 zusätzliche Nachweise gefordert werden wie z.b. die erweiterte Kontaktanalyse, die nicht normativer Bestandteil der ISO 281 ist. Bild 5: Zusammenspiel der Windkraftnormen (hier IEC [34]) mit der ISO 281 [36], [37] Zukünftig wird das Getriebe nicht mehr isoliert, sondern als Teil des gesamten Antriebsstrangs betrachtet werden, dessen Betriebssicherheit nicht mehr nur allein mit den Tragfähigkeitsnachweisen der einzelnen Bauteile beschrieben werden kann. Die Betriebssicherheit wird deshalb verstärkt anhand der Ergebnisse der dynamischen Simulationen des gesamten Antriebsstrangs beurteilt werden. Die Vorgehensweise bei derartigen Simulationen ist somit ein wichtiger Punkt bei der Weiterentwicklung der Normen und Richtlinien im Bereich der Windenergieanlagen. Neben der Weiterentwicklung von Nachweisverfahren und Simulationsmethoden kommt auch dem Informationsaustausch zwischen WEA-Hersteller, Zertifizierer und Getriebe- sowie Lagerhersteller, z.b. durch genaue Spezifikation von Lasten, Einbausituation und sonstigen Randbedingungen, eine besondere Bedeutung zu. Alle beteiligten Parteien müssen im Sinne 12

13 eines betriebssicheren und den Ansprüchen genügenden Endproduktes an einem Strang ziehen. Ebenso dienen umfangreiche Prototypentests auf dem Prüfstand sowie in der WEA vor einer Serienproduktion sowie Abnahmetest für Seriengetriebe vor der Auslieferung diesem Ziel. Im späteren Betrieb bieten sich ein Condition Monitoring für den gesamten Triebstrang, Triebstrangschwingungsanalysen und eine geeignete Ölfilterung sowie regelmäßige Ölkontrolle an. 5. Fallbeispiel Schwingungsüberwachung Der Germanische Lloyd hat die Richtlinie für die Zertifizierung von Condition Monitoring Systemen für Windenergieanlagen (CMS-Richtlinie) aktuell überarbeitet. Der Bedarf für die Erstellung der ersten CMS-Richtlinie wurde im Frühjahr 2003 erkannt, nachdem die Forderung von Seiten der Betreiber und Versicherer von Windenergieanlagen nach einer zustandsorientierten Überwachung größer wurde und die Anzahl der Anbieter von Condition Monitoring Systemen für Windenergieanlagen (WEA) weiter zunahm, es aber innerhalb der Windbranche keine konkreten Vorgaben für die Zertifizierung dieser Systeme gab. Zu dieser Zeit wurde den Betreibern der WEA von ihren Versicherern freigestellt, entweder die sogenannte Revisionsklausel (Danach müssen alle Lager der versicherten WEA nach Betriebsstunden bzw. nach fünf Jahren Betrieb komplett ausgetauscht werden) oder aber es wird ein Condition Monitoring System installiert, das permanent den Zustand der relevanten Anlagenkomponenten, z. B. die des Triebstranges, erfasst. Alternativ zu dieser permanenten Erfassung ist es auch möglich durch Kurzzeit-Schwingungsmessungen den Zustand z. B. der Getriebelager und -verzahnungen zu erfassen. Allerdings ist es hierbei erforderlich, dass mehrere Messungen vorliegen, um Trenddarstellungen, d.h. Zustandsentwicklung der überwachten Komponente, entsprechend abzubilden. Weiterhin erfolgt bei diesen Kurzzeit-Schwingungsmessungen keine permanente Überwachung hinsichtlich der zustandsorientierten Instandhaltung (siehe auch weiter unten). Condition Monitoring Systeme (CMS) haben sich in anderen Industriebereichen (z. B. Kraftwerkstechnik, Walzwerk) schon erfolgreich bewährt und gehören dort zur Grundausstattung der zu überwachenden Maschinen bzw. Bauteile. Mittels CMS sollen relevante Zustandsänderungen der überwachten Komponenten, die Abweichungen vom normalen Betriebsverhalten darstellen und zu deren frühzeitigen Ausfall führen können, frühzeitig erkannt werden. 13

14 Der Nutzen hieraus ist: Möglichkeit zur frühzeitigen Erkennung von Schäden an den überwachten Komponenten und Vermeidung von Folgeschäden Möglichkeit der Schadenzuordnung anhand bauteiltypischer Frequenzen Planbarkeit der Wartungseinsätze Möglichkeit der zustandsorientierten Instandhaltung Dieses bietet in der Konsequenz die Möglichkeit zur Reduzierung von unplanmäßigen Stillstandszeiten (in Bezug auf die überwachten Bauteile) und somit zur Steigerung der Verfügbarkeit und Reduzierung der Instandhaltungskosten. Die Windenergiebranche verbucht, wie eingangs bereits erwähnt, in Bezug auf die installierte Anzahl und Leistung von Windenergieanlagen ein starkes Wachstum. Zusammen mit Anlagengröße und -leistung hat sich auch die Belastung auf die einzelnen Anlagenkomponenten erhöht. Bzgl. der Investitions- und Betriebskosten ist ein wirtschaftlicher Betrieb der Anlagen zwingend erforderlich, d.h. es gilt die Stillstandszeiten der Anlagen auf ein Minimum zu reduzieren. Es werden von den Betreibern und Windenergieanlagenherstellern Verfügbarkeiten über 97 % angestrebt und entsprechend vertraglich festgeschrieben und garantiert. Für Offshore-WEA sind die gleichen Zuverlässigkeiten wie für Onshore-WEA erforderlich, obwohl die schlechte Zugänglichkeit im Offshorebereich erhebliche Ausfallzeiten bei größeren Reparaturen bewirken kann. Ein nach der CMS-Richtlinie zertifiziertes CMS ist Pflicht für Offshore-WEA, die vom GL zertifiziert werden sollen. Offshore spezifische Anforderungen sind zusätzlich zu beachten. Um dieser Forderung nach Minimierung der Stillstandszeiten nachzukommen, auftretende Schäden vorherzusagen und lokal zu begrenzen und somit Folgeschäden an anderen Bauteilen zu verhindern und die notwendigen wartungsbedingten Anlagenabschaltungen zu planen, ist es erforderlich, eine kontinuierliche Zustandsüberwachung (Condition Monitoring) der Windenergieanlage vorzunehmen. 14

15 Von der Begrifflichkeit her, begrenzen sich Condition Monitoring Systeme wie bereits erwähnt nicht auf bestimmte Signale, wie z. B. Schwingungssignale, Temperatur oder Druck, sondern dienen ganz allgemein der Zustandsüberwachung (Condition Monitoring) von Maschinen und/oder Bauteilen. Wenn von CMS für WEA gesprochen wird, so ist meistens damit die Schwingungs- und Körperschallmessung an den Komponenten der WEA, wie z. B. Bauteile des Antriebsstranges und Turm, kombiniert mit der Erfassung von Betriebsparametern wie z. B. Leistung, Drehzahl, Öl- und Lagertemperaturen gemeint. Auf Grundlage der erfassten Daten erfolgt ein Vergleich mit den festgelegten Grenzwerten des jeweiligen Bauteils. Stellt das CMS eine Überschreitung eines Grenzwertes fest, so wird automatisch eine Alarmmeldung an die zuständige Überwachungsstelle abgegeben. Bei der Überwachungsstelle erfolgt dann eine Auswertung der Messwerte, um entsprechende Maßnahmen einzuleiten. Der Grund dafür, dass der Fokus auf der Überwachung des Triebstranges liegt, ist u.a. mit den Schadensstatistiken für WEA zu begründen. Diese besagen, dass ein großer Anteil der an WEA festgestellten Schäden an Triebstrangkomponenten auftreten. Aus der Datenbank des GL, die zurzeit auf die Ergebnisse von ca begutachteten WEA zurückgreift, geht hervor, dass die festgestellten Mängel zu knapp 60% an den Hauptkomponenten des Triebstranges vorliegen (siehe auch Abschnitt 3). Aus diesem Grund werden auch im Rahmen der CMS-Richtlinie die Aufgaben und Anforderungen, die als Mindeststandard anzusehen sind, an ein CMS für WEA in erster Linie für die Überwachung der Triebstrangkomponenten definiert. Innerhalb der vergangenen Jahre wurde eine große Anzahl von Condition Monitoring Systemen und Überwachungsstellen durch den GL zertifiziert. Weiterhin stehen die ersten Re- Zertifizierungen der Systeme und Auditierungen der Überwachungsstellen an. Die im Rahmen der durchgeführten Zertifizierungen erlangten Erkenntnisse haben gezeigt, dass die CMS-Richtlinie von 2003 an die Weiterentwicklung der Techniken angepasst werden muss. Das Ergebnis stellt die neue CMS-Richtlinie, Ausgabe 2007 dar [38]. Mit der CMS-Richtlinie, Ausgabe 2007, ist es nun z. B. auch möglich, Systeme zur Überwachung weiterer WEA-Komponenten zu zertifizieren. Hierzu können z. B. Systeme zur 15

16 Zustandsüberwachung und -erkennung der Rotorblätter, Messung und Beurteilung von Ölqualitäten gehören. In diesen Fällen findet diese Richtlinie im übertragenen Sinne Anwendung. Mit der Herausgabe der Richtlinie für die Zertifizierung von Condition Monitoring Systemen für Windenergieanlagen sollen folgende Ziele erreicht werden: Die Anforderungen an Condition Monitoring Systeme für Windenergieanlagen sowie an die benötigten Überwachungsstellen werden einheitlich festgelegt. Die beteiligten Interessenskreise erfahren durch die Richtlinie, was im Rahmen einer Zertifizierung gefordert wird. Es wird ein Verfahren zur Prüfung und Zertifizierung von Condition Monitoring Systemen und der entsprechenden Überwachungsstellen eingeführt. Festlegung der für die Zertifizierung einzureichenden Unterlagen. Bei der Erstellung dieser Richtlinie stand der GL in Kontakt mit Windparkbetreibern, die verschiedene Systeme im Einsatz haben, Herstellern von Windenergieanlagen und Condition Monitoring Systemen und der Versicherungsbranche. Auf diese Weise wurde erreicht, dass eine breite Basis an der Richtlinienerstellung mitwirkte zur Gewährleistung der größtmöglichen Neutralität und Akzeptanz, so dass die Richtlinie entsprechend zur Anwendung kommt. Insgesamt stellt diese Richtlinie die Anforderungen für die Zertifizierung von Condition Monitoring Systemen für Windenergieanlagen sowie von Überwachungsstellen dar. Sie bildet die Grundlage für die Entwicklung und Installation von CMS in Windenergieanlagen und regelt darüber hinaus auch die Verwendung der Messwerte, wie z. B. Auswertung, Interpretation und Speicherung, sowie die Handlungsabläufe beim Überschreiten von festgelegten Grenzwerten. Zertifizierer, Hersteller und Betreiber von Condition Monitoring Systemen bzw. Windenergieanlagen und Versicherungen können somit auf ein Dokument zugreifen, das für alle Beteiligten die relevanten Kriterien für Condition Monitoring Systeme für Windenergieanlagen zusammenfasst. 16

17 Die Richtlinie fasst den Stand der Technik zusammen und gibt der Branche die wichtigsten Randbedingungen zur Entwicklung, Installation und zum Betrieb dieser Systeme an die Hand. 6. Zusammenfassung und Ausblick Die Zuverlässigkeit moderner Windenergieanlagen ist ein kontrovers diskutiertes Thema, was der aktuellen Tagespresse entnommen werden kann. Laut BWE [39] liegt die Verfügbarkeit der Windenergieanlagen derzeit bei 98,5% und damit höher als in allen vorangegangenen Jahren. Somit zeichnet sich ab, dass sich die Zuverlässigkeit der Anlagen generell verbessert hat. Gleichwohl gab und gibt es Schäden an Windenergieanlagen, beispielsweise an Rotorblättern, Getrieben, elektrotechnischen Bauteilen. Die Entwicklung von Richtlinien und Normen für Windenergieanlagen wurde parallel zur Anlagenentwicklung angeschoben. In den Achtziger Jahren wurden sowohl in Nordeuropa als auch in Nordamerika Richtlinien entwickelt. Aufgrund des schnellen Entwicklungstempos und Anlagenwachstums wurden auch die Richtlinien entsprechend dynamisch weiterentwickelt. Am Fallbeispiel Getriebe konnte gezeigt werden, dass neben Standards zur Dimensionierung der gesamten Windenergieanlage auch die Normen zur Dimensionierung einzelner Bauteile angepasst werden müssen. So wurden nach Schadensserien an WEA- Getrieben Standards zur Bemessung selbiger entwickelt. Die Anwendung dieser Standards zeigt bereits positive Effekte auf die Zuverlässigkeit. Das Fallbeispiel Schwingungsüberwachung (CMS) zeigt, dass Schäden bewirken können, dass Systeme, die in anderen Industriebereichen bereits erfolgreich genutzt werden, für die Windenergie adaptiert werden. Die entscheidenden Impulse gingen hier von der Versicherungswirtschaft aus. Entsprechende Richtlinien zur Etablierung von Mindeststandards für CMS wurden entwickelt und eine aktualisierte Fassung gerade vom Germanischen Lloyd herausgegeben. Heute gehört der Einbau von CMS in großen WEA zum Standard. Stillstandszeiten können durch bessere Vorhersage von Schäden minimiert bzw. lokal begrenzt werden, um Folgeschäden auszuschließen. Allerdings sind in den nächsten Jahren weitere Erfahrungen in der Interpretation der Messdaten zu sammeln, um die Aussagegenauigkeit und Treffsicherheit weiter zu erhöhen. 17

18 Insgesamt zeichnet sich eine Tendenz zur Etablierung und Anwendung internationaler Standards ab, die nationale Normen ablösen (Beispiel Niederlande, Dänemark) oder zumindest für die nationale Normung unterstützend herangezogen werden (Beispiel Deutschland). Eine konsequente Weiterentwicklung der Standards, Normen und Richtlinien für die Windenergie ist auch in Zukunft erforderlich. Gerade im Zusammenspiel zwischen der einzelnen Komponente und dem Gesamtbauwerk liegt noch Optimierungspotential. Abschließend sei angemerkt, dass die Entwicklung und Fortschreibung von Normen als Gremienarbeit immer auch die Chance bietet, Komponentenhersteller, Anlagenhersteller, Behörden, Zertifizierer, Versicherer, Forscher, Dienstleister, Bedenkenträger und Andere an einen Tisch zu bringen mit dem Ziel eine einvernehmliche Lösung zu erarbeiten. Dieser Aspekt ist nicht unwesentlich, bietet er doch die Möglichkeit für Austausch und Zusammenarbeit von unterschiedlichen Disziplinen und Wettbewerbern außerhalb ihres Tagesgeschäfts. Literaturverzeichnis [1] Dansk Ingeniørforening: "Udkast til norm for Last og Sikkerhed for Vindmøllekonstruktioner", 1988 [2] Energiestyrelsen: Technical Criteria for the Danisch Approval for Wind Turbines, 2000, Dänemark [3] DS 472, Loads and Safety of Wind Turbine Construction, 1992 [4] IEC WT 01: IEC System for Conformity Testing and Certification of Wind Turbines, Rules and Procedures, [5] Danish Executive Order, Executive Order on the on the technical certification scheme for the design, manufacture and installation of wind turbines, Unauthorised translation December 2004 of Energistyrelsens bekendtgørelse nr [6] Energistyrelsens Vejledning om teknisk godkendelsesordering for konstruktion, fremstilling og opstilling af vindmøller i Danmark (The Danish Energy Authority s guidelines for the technical certification scheme for the design, manufacture and installation of wind turbines in Denmark), 2005 [7] Germanischer Lloyd: "Richtlinien für die Prüfung, Abnahme und Überwachung von Windkraftanlagen",

19 [8] Institut für Bautechnik: "Vorläufige Richtlinien für die Auslegung und Aufstellung von Windkraftanlagen bis 100 kw", 1988 [9] Deutsches Institut für Bautechnik: Richtlinie für Windkraftanlagen, Einwirkung und Standsicherheitsnachweise für Turm und Gründung, 1993 [10] Deutsches Institut für Bautechnik: Richtlinie für Windkraftanlagen, Einwirkung und Standsicherheitsnachweise für Turm und Gründung, 2. überarbeitete Auflage, 1995 [11] Deutsches Institut für Bautechnik, Richtlinie für Windenergieanlagen, 2004, Berlin [12] Netherlands Electrotechnical Commitee (NEC96): "Veiligheidseisen voor Windturbines", 1985 [13] Vornorm NVN , Wind turbines Part 0: Criteria for type-certification technical criteria, 1999 [14] IEC : Wind Turbine Generator Systems Part 1: Safety Requirements, Second Edition, [15] Eggwertz, S.: "Vindkraftverks Konstruktionssäkerhet", FFA [16] Amercian Wind Energy Association (AWEA): "Design Criteria Recommended Practices Wind Energy Conversion Systems", AWEA Standards Program, Cooperative Agreement No. DE-FC04-80 AL [17] TAPS 2000: Provisional Type Certification Scheme for Wind Turbine Generator Systems in India, 2000, NMES Indien [18] IEC : Wind Turbines Part 1: Design Requirements, Third Edition, [19] IEC , "Sicherheitsanforderungen", Dezember 1994 [20] Mike Wöbbeking: IEC WT 01 vs. IEC Development of a new standard and innovations in certification of Wind Turbines, Germanischer Lloyd, 2007 [21] Lemming, J.: "Harmonization of the Technical Requirement for Wind Turbines within European Commission", Final Report May 1993 [22] EUREC Agency: "European Wind Turbine Standards", JOU 2-CT Abschlussbericht 1996 [23] EUREC Agency: "European Wind Turbine Standards II", JOR 3-CT , 1998 [24] DIN EN , Windenergieanlagen Teil 1: Auslegungsanforderungen, [25] DIN EN , Windenergieanlagen-Teil 2: Sicherheit kleiner Windenergieanlagen, [26] Germanischer Lloyd: Richtlinie für die Zertifizierung von Windenergieanlagen, Ausgabe 2003 mit Ergänzungen 2004 [27] Germanischer Lloyd: Regulations for the Certification of Offshore Wind Energy Conversion Systems,

20 [28] Germanischer Lloyd: Guideline for the Certification of Offshore Wind Turbines, Edition 2005 [29] ISET: Windenergie Report Deutschland 2006 [30] AGMA/AWEA 921-A97: Recommended Practices for Design and Specification of Gearboxes for Wind Turbine Generator Systems (1997) [31] ANSI/AGMA/AWEA 6006-A03: Standard for Design and Specification of Gearboxes for Wind turbines (2004) [32] ISO/IEC : Wind turbines Design and specification for gearboxes (2005) [33] DIN EN ISO/IEC : Windenergieanlagen Teil 4: Getriebe für Turbinen von 40 kw bis 2 MW und größer (in Vorbereitung) [34] IEC : Wind turbines Design and specification for gearboxes (in preparation) [35] ISO 6336: Calculation of load capacity of spur and helical gears (2006) [36] ISO 281: Rolling bearings Dynamic load ratings and rating life (2007) [37] Rainer Grzybowski, Karl Steingröver: Das Getriebe für WEAs im Fokus der nationalen und internationalen Normung, Germanischer Lloyd, 2007 [38] Germanischer Lloyd: Richtlinie für die Zertifizierung von Condition Monitoring Systemen für Windenergieanlagen, Ausgabe 2007 [39] BWE Pressemitteilung Zuverlässige Windräder vom Fr-online [40] Holger Berndt: CE-Konformitätsbewertung von Windenergieanlagen als Möglichkeit zur Erweiterung des Produktportfolios der Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Geschäftsbereich Windenergie (GL Wind) - eine Machbarkeitsprüfung, Diplomarbeit [41] Christian Nath: Stand der technischen Regelwerke, Germanischer Lloyd, 1999 [42] Christian Nath: Normen und Richtlinien für die Zertifizierung von Windenergieanlagen, Germanischer Lloyd,