Windenergie: Wie fließen Schadensanalysen in die ... - GL Group

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

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. 2.500 durchgeführten Inspektionen an WEA basiert.
Bild 1: Größenentwicklung der Windenergieanlage, Quelle: BWE
2

Bild 2:Installierte Leistung, Windenergie, Stand: 2/2007
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

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. 1987 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]. 2004 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 61400-1, 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 61400-1,
Ausgabe 1999, angeglichen hat. Im April 1999 wurde mit der Herausgabe der NVN 11400-0
[13] die niederländische Normung an die der IEC angepasst. Mittlerweile gilt für die
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Niederlande keine nationale Richtlinie oder Norm mehr; es wird auf die internationale IEC
WT 01 [4] verwiesen, die sich der IEC 61400-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 61400-1, 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 1400-1
veröffentlicht und trägt den Titel "Sicherheitsanforderungen" [19]. Die IEC 1400-1 wurde in
drei Themengruppen (Sicherheitsphilosophie, strukturelle Integrität sowie Aufbau, Betrieb
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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 61400. Die Überarbeitung der IEC 1400-1, die sich vornehmlich auf die
notwendige Anpassung der anfangs zu stark vereinfachten Lastannahmen stützte, wurde
1999 somit als IEC 61400-1 [14] veröffentlicht. Das nochmalige Zuspitzen der Berechnung
von WEA-Lastannahmen mündete 2005 in der revisionierten IEC 61400-1 [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 61400-1, 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 61400 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 61400 werden von der CENELEC als
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EN 61400 herausgebracht und von der Deutschen Elektrotechnischen Kommission (DKE)
nach Übersetzung ins Deutsche als DIN EN 61400 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 61400-1 [24] und EN 61400-2 [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-, Typen-
und 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
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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. 2.500
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 %
30
25
20
15
10
5
0
26
Hauptgetriebe
17
Generator
13
Wellenstrang
(Hauptlager,
Kupplung,
etc.)
WEA Komponente
19
Elektrotechnik
Bild 3: Festgestellte Mängel an Windenergieanlagen
Quelle: Inspektionsdatenbank GL
25
sonstiges
8

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 € 200.000,- (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 Breiten-
lastverteilung bei Stirnrädern) und Vorgaben (z.B. Mindest-Sicherheiten) zur Anwendung die-
ser 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.
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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 81400-4 [32] wurde 2006 publiziert und
soll auch auf nationaler Ebene als DIN EN ISO/IEC 81400-4 [33] eingeführt werden. Zurzeit
wird auf internationaler Ebene in einer gemeinsamen Arbeitsgruppe von IEC und ISO die
ISO/IEC 81400-4 überarbeitet. Sie soll in Zukunft im Rahmen der IEC 61400-Normenreihe
als IEC 61400-4 „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 Ver-
zahnungen, 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 Tragfähig-
keitsnorm 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
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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 61400-4 [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 insbe-
sondere in den letzten Jahren vermehrt aufgetretenen Lagerschäden haben auch hier ge-
zeigt, 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
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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 61400-4 [34]) mit der ISO 281 [36], [37]
Zukünftig wird das Getriebe nicht mehr isoliert, sondern als Teil des gesamten Antriebs-
strangs betrachtet werden, dessen Betriebssicherheit nicht mehr nur allein mit den Trag-
fähigkeitsnachweisen der einzelnen Bauteile beschrieben werden kann. Die Betriebs-
sicherheit 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
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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
40.000 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

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

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. 2.500 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

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

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.
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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.
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[34] IEC 61400-4: Wind turbines – Design and specification for gearboxes (in preparation)
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[41] Christian Nath: Stand der technischen Regelwerke, Germanischer Lloyd, 1999
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