Vortrag zum Abruf als PDF - 22. Windenergietage

"Nicht nur Gutes kommt von oben" 

Schädliche Auswirkungen 

von Rotorunwucht-Vibrationen 

auf Turm und Fundament 

Michael Melsheimer 

BerlinWind GmbH 

Bundesallee 67, 12161 Berlin 

www.berlinwind.com 

Forum 6 Vom Fuß zum Hals / Fundamente und Türme 

21. Windenergietage, im Resort A-ROSA am Scharmützelsee, 13.-15.11.2012 

M.Melsheimer, 21. Windenergietage, 

13.-15.11.2012, Forum 6 

Organisation: 

Established in 2009 in Berlin, Germany 

„Bad Vibrations“- WEA-Lebensdauerverbrauch 

durch Rotorunwucht 

1 / XX 

Highly qualified, wind industry experienced engineers, seit mehr als 10 Jahren 

WEA-Rotorauswuchten 

Strategic partnership with Corporate Energies Group (Germany) and Complete 

Wind Corporation (USA / Canada) 

Business activities: 

Engineering services within wind energy field include: 

Customers: 

Rotor balancing and blade angle analysis 

Vibration, load and power curve measurements 

Root cause analysis and technical consulting 

Optimization of Wind Turbine (WT) production and availability 

Owners and operators, manufacturers of WT and components 

1

Unternehmensprofil 

• 2009 gegründetes, unabhängiges Ingenieurbüro, 

Teil der Holding Corporate Energies Group 

• Mitglied u.a. des BWE-Sachverständigenrats und AK VDI-3834 

• 5 Ingenieure mit langjähriger Windenergie-Erfahrung: 

• Rotorauswuchten bei über 700 WEA 

• Lastmesskampagnen bis zu 3 Jahre und über 120 Sensoren 

• Consulting, Schadensanalysen, WEA-Performance-Optimierung 

• F&E für Messungen an WEA: 

- BalancingBox zur Rotorunwucht-Prüfung und zum Auswuchten 

- Photometrische Blattwinkelmessung 

- ContourBox zur Distanz-Laser basierten Blattwinkelmessung 

- Mehr-Ebenen-Auswuchten des WEA-Triebstrangs 


13.-15.11.2012, Forum 6 

Rotormassen ok? 



Blattwinkel 

ok? 

2 / XX 

2

Häufigkeit von WEA-Unwucht 

Bisherige Erfahrung von Rotorunwuchtmessungen an über 700 WEA: 

WEA-Rotorunwucht bei 25% aller WEA über Grenzwert 

Aerodynamische und Massenunwucht gleich relevant 

Vielfältige Schäden, „am schwächsten Glied der Kette“ 

WEA-Typ 

WEA-Typ 


13.-15.11.2012, Forum 6 

Anzahl 

untersuchter 

WEA 

Grenzwert 

überschritten, Anteil 



Unter 50% des 

Grenzwerts, Anteil 

in % 

Nennleistung RotordrehLeistungsbe- in kW zahlgrenzung in % 

1 2000 variabel Pitch nach Fahne 15 20 27 

2 1500 konstant active-stall 21 67 10 


4 2100 konstant Pitch nach Fahne 19 37 21 

WEA-Anzahl gesamt bzw. Durchschnitt in %: 68 48 16 

Anzahl 

untersuchter 

WEA 

Grenzwert 

überschritten, Anteil 

Unter 50% des 

Grenzwerts, Anteil 

in % 

Nennleistung RotordrehLeistungsbe- in kW zahlgrenzung in % 


2 1500 konstant active-stall 21 72 14 


4 2100 konstant Pitch nach Fahne 19 47 16 

WEA-Anzahl gesamt bzw. Durchschnitt in %: 68 61 11 

Häufigkeit variiert mit WEA-Typ 

Meist beide Arten von RU da 

Fallstudie Reihenuntersuchung zu Massenunwucht 

Fallstudie Reihenuntersuchung zu aerodynamischer Unwucht wegen Blattwinkeldifferenzen 

Nur sehr wenige, wo für die im Betrieb zunehmende RU “Luft” ist 

3 / XX 

3

Motivation + Thesen 

Entwurfs-relevante zyklische Ermüdungslasten durch Rotorunwucht: 

Gesamte WEA-Betriebslastenrechnung für 20 Jahre mit Grenzwerten für 

Massenunwucht und aerodynamische Unwucht (IEC 61400-1, GL, DIBt) 

Reale Unwucht an der laufenden WEA ist meist unbekannt, keine periodische 

Überprüfung gefordert in Richtlinien 

Rotorunwuchtmessungen an über 700 Onshore-WEA: 

Grenzwert überschreitende Rotorunwucht (RU) bei über 25% der WEA 

Rotorunwucht erhöht Lastniveau und beschleunigt Ermüdung aller Komponenten 

Erhöhte zyklische Lasten aus Rotorunwucht als potenzielle und vermeidbare 

Schadensursache bei Turm- und Fundamentproblemen oft unbeachtet 

Bei WEA mit Turm- und Fundamentproblemen ist Auswuchten dringend 

empfohlen, um das Lastniveau zu senken und wieder eine wieder 

Lebensdauerreserve zu schaffen 

WEA-Abschaltungen und –Schäden sowie Ertragsverlust aufgrund von RU durch 

regelmäßige Unwuchtprüfung ab der Inbetriebnahme vermeidbar 

Periodisches Rotor-Auswuchten vermeidet erhöhten Lebensdauerverbrauch 

bei On- und Offshore-WEA und schont Turm und Fundament! 


13.-15.11.2012, Forum 6 



doppelungen mit anderen Folien entfernen/ zusammenfassen 

4 / XX 

4

Unwucht erhöht Lebensdauerverbrauch 

WEA-Entwurf mit Lebensdauerreserve 

Unwucht bewirkt durch erhöhte Schwingungen erhöhten Lebensdauerverbrauch 

Auswuchten und periodisches Nachwuchten senkt Lebensdauerverbrauch 

100 

Lebensdauerverbrauch in % 

50 


13.-15.11.2012, Forum 6 

Initiale Unwucht, 

ohne Auswuchten 

Geplanter Lebensdauerverbrauch 

(Standort) 

5 Jahre 10 

Initiale Unwucht, 

1x ausgewuchtet 

Verkürzte 

Nutzungsdauer 

15 



Schematische Darstellung, „von Hand gemalt“ 

WEA-Entwurf für IEC-Klasse 

Entwurfs-Lebensdauer 

WEA-Entwurf 

Periodisches Auswuchten 

ab Inbetriebnahme 

Geplante 

Nutzungsdauer 

Weiterbetrieb 

20 

5 / XX 

Geplanter Lebensdauerverbrauch geringer, da Windbedingungen unter dem Limit 

der IEC-Klasse 

Stark erhöhter Lebensdauerverbrauch ohne Auswuchten 

Lebensdauerreserve durch periodisches Auswuchten

Folgen von Rotorunwucht 1 

Bild 1 

Bild 2 


13.-15.11.2012, Forum 6 

Maschinenträgerriss MW-Klasse: 

Schäden an wichtigen Komponenten bis hin zum Fundament 

Hohe Reparaturkosten 

Hoher Lebensdauerverbrauch 

Geringere Verfügbarkeit 

Reduzierter Ertrag 

3 Jahre, 3°Fehlpitch, Starkwind-Standort 

1) Hinterkantenrisse am Blatt 

2) Durch MU und Stall-Vibration (AU) gebrochene 

Blätter von Pitch-WEA 

3) Gebrochener Maschinenträger 



Fundamentrisse um gesamten Turmanschluss: 

Bild 3 

6 / XX 

WEA der 2-3 MW Klasse 1 Jahr mit 6°Fehlpitch -> 12 faches des AU-Grenzwerts 

-> entsprach Schwingungen mit 27xMU-Grenzwerts, benachbarte WEA gleich alt 

und ausgewuchtet/BW eingestellt, dort keine Risse 

Ausland: 

Boneyeard: 500-100 kW-KLasse: ca. 1-5 WEA / Jahr Verlust, Park ca. 8 Jahre alt

Folgen von Rotorunwucht 2 

4) Durchrutschende Azimut-Bremsen wegen 

Torsionsschwingungen aus AU 

5) Fundamentrisse (nach 1 Jahr mit AU 12xGW) 

6) Totalverlust von WEA wegen MU und AU 

nach wenigen Jahren 

Bild 6 


13.-15.11.2012, Forum 6 

Maschinenträgerriss MW-Klasse: 

3 Jahre, 3°Fehlpitch, Starkwind-Standort 

Bild 5 



Fundamentrisse um gesamten Turmanschluss: 

Bild 4 

7 / XX 

WEA der 2-3 MW Klasse 1 Jahr mit 6°Fehlpitch -> 12 faches des AU-Grenzwerts 

-> entsprach Schwingungen mit 27xMU-Grenzwerts, benachbarte WEA gleich alt 

und ausgewuchtet/BW eingestellt, dort keine Risse 

Ausland: 

Boneyeard: 500-100 kW-KLasse: ca. 1-5 WEA / Jahr Verlust, Park ca. 8 Jahre alt

Rotorunwucht - Grundlagen 

Zwei Rotorunwucht-Arten mit 

unterschiedlichen physikalischen Ursachen: 

• Massenunwucht (MU): Schädliche Fliehkraft 

durch ungleiche Massen, bzw. -verteilung im Rotor 

• Aerodynamische Unwucht (AU): Schädliche 

Schubkraft- und Umfangskraft-Differenzen 

durch abweichende aerodynamische Eigenschaften 

der Blätter, z.B. Blattwinkeldifferenzen 

Vektorielle Addition der Kräfte aus MU und AU 

Meist Integrale Rotorunwucht (RU) vorhanden, 

d.h. Kombination von AU und MU 

Für nachhaltiges Auswuchten korrekte Prozedur 

mit Identifikation der Unwuchtarten und –ursachen 

notwendig 

Einhaltung von Unwucht-Grenzwerten für beide 

Unwuchtarten bei WEA-Berechnung in Normen 

und Richtlinien gefordert 


13.-15.11.2012, Forum 6 



WEA mit AU und MU: 

Verschiedene Massen und – 

verteilung sowie unterschiedliche 

Aerodynamik 

Unwucht schwer fühlbar, da ständig schwankende stochastische Windanregungen 

8 / XX 

8

Massenunwucht - 1 

Grundlagen 

 


13.-15.11.2012, Forum 6 

Unwucht- 

Fliehkraft 

Schwingungen: 

Ursache: Ungleiche Blattmassen, 

bzw. Massenverteilung im Rotor 

Grenzwert U Zul vom Hersteller bei WEA- 

Entwurf festgelegt 

Unwucht-Fliehkraft: F U = m r ² = U ² 

Quadratischer Einfluss der Drehzahl 

Wirkung: V.a. laterale Turm-Gondel- 

Schwingungen (TGS) 

Resonanzeinfluss auf TGS 

MU quantifizierbar & lokalisierbar durch 

Messung der Turm-Gondel-Schwingungen 

nach Vor-Ort-Kalibrierung mit Testmasse 

Abhilfe: 

Bei MU kann Rotor mit Ausgleichsmassen 

Typische MU-Ursachen: 

ausgewuchtet werden, …falls keine AU. 

Toleranzen und Fehler bei Produktion und Aufbau, Blattschäden, -verschleiß, - 

tausch, Wartung und Reparatur (bzw. Fehler dabei) 

Formel nur gültig, wenn man Resonanz ignoriert 

Hebel 



9 / XX 

9

Massenunwucht - 2 

Variierende Hersteller-Grenzwerte 

Erforderliche Auswuchtgüte in mm/s (aus 

Hersteller-MU-Grenzwerten) 

35 

30 

25 

20 

15 

10 

5 

0 

0 

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 


13.-15.11.2012, Forum 6 

Auswuchtgüte in mm/s 

Zulässige Schwingbreite 

2*s in mm 

Faktor 16! 

G2,5 (Generator) 

Beispiel: Generator über 850 rpm : G 2,5 

Punkte in Rot! 

Extra Linie und Achse für Schwingbreite 

WEA-Typ 

35 

30 

25 

20 

15 

10 



5 

Zulässige drehfrequente Schwingbreite 2s in 

mm (bei Nenndrehzahl) 

Auswuchtgüte in mm/s nach 

DIN ISO 1940 berechnet: 

v = (e zul * ) = 1000 * U zul 

[kg m]* / m Rotor [kg] 

Auswuchtgütestufe für WEA- 

Rotor nicht standardisiert, da 

hoher Einfluss von 

Konstruktion und Regelung! 

Betriebs-Auswuchten auf 0,25 * 

U zul sinnvoll und möglich 

Gemessene Turm-Gondel- 

Schwingungsamplitude 

abhängig von Resonanznähe zur 

Turm-Eigenfrequenz 

Schwingbreite 2s = 2* e zul des 

TGS aus Nenndrehzahl 

berechnet 

Beschleunigungsamplitude, z.T. 

kleiner 5 mm/s² 5/1000 g 

10 / XX 

10

Auswirkungen von MU: Zyklische 

laterale Turm-Gondelschwingungen 


13.-15.11.2012, Forum 6 

eventuell Gondelorbit exportieren 

Folgen der MU: 

Zusätzliche Zugbelastung in Blattwurzel 

Zusätzliche zyklische Blattbeanspruchung durch 

Gondelschwingung (Schwingendes Rotor- 

Zentrum) 

Zyklische Belastung von Hauptlager und 

Getriebeabstützung durch umlaufende Kräfte 

Laterale Turm-Gondel-Schwingungen als 

Fußpunkterregung aller Gondelkomponenten 

Zusätzliche zyklische laterale Turmbiegung, da 

Nabenhöhe als Hebelarm bis zum Fundament 

Größenordnung der vermeidbaren 

Turmfußbiegung: Annahme 2 MW WEA, 

h N = 100 m, D = 80 m, bei Nenndrehzahl und 

grenzwertiger MU : 

Drehfrequente Amplitude M biegung = 100 kNm 



11 / XX 

11

Auswirkungen von MU: 

2D-Orbit der Turm-Gondelschwingungen 

2D-Orbit von 100 s mit Stößen vom 

Pitch und Azimut 


13.-15.11.2012, Forum 6 

eventuell Gondelorbit exportieren 



12 / XX 

12

Massenunwucht-Messung 

Erprobte Auswucht-Prozedur anwendbar: 

Schwingungsmessung mit USB-Messsystem 

BalancingBox und Software BalancingTest 

Messung der Turm-Gondel-Schwingungen 

bei konstanter Drehzahl mit 3 Beschleunigungssensoren 

und Drehzahlsensor 

Statistische Reproduzierbarkeit erst ab 

Messzeiten größer 30 Minuten 

Frequenz-selektive Auswertung der 

lateralen (MU) und axialen Schwingungen 

sowie Torsion (AU-Indikatoren) 

Eigenfrequenzmessungen wg. Resonanz 

Vor-Ort-Kalibrierung mit Testmassen 

Testmassen-Montage: 

Bis 3 MW außen am Blatt 

Über 3 MW im Blatt 

Prüfläufe als Qualitätskontrolle 

der AU- und MU-Messungen 

Typische Amplitudenreduktion um 90%, meist unter 25% des Grenzwerts 


13.-15.11.2012, Forum 6 



13 / XX 

13

Relatives Lastkollektiv aus MU -0 

Szenario 

Anwendung von WEA-Auslegungskriterien 

Drehzahlvariable WEA mit n R = 2*n in ; Resonanz vernachlässigt 

Referenzfall: Grenzwertige Massenunwucht 

Referenzkraft F in (n in ) =1,0 aus Referenzfall bei 

Einschaltdrehzahl 

Relative Lastkurve F (n), bezogen auf Referenzkraft 

Multiplikation der Lastkurve mit Windhäufigkeitsverteilung ergibt 

auftretende Lastwechselzahl n i je Amplitudenklasse i 

MU-Schädigungsanteil je Amplitudenklasse D i = n i / N i als 

Quotient aus auftretender und ertragbarer Lastwechselzahl in 

20 Jahren 


13.-15.11.2012, Forum 6 



14 / XX 

14


Schädigungsanteil aus Unwucht 

• Laterales Biegemoment am Turmfuß: M b.lat = F MU *h N , d.h. Betrachtung gilt auch für Turmfuß! 

Relative Turmfußspannung 

Relative Unwuchtkraft FMU/FMU.in, Relative Drehzahl n/nin 10 

1 

Wöhlerlinie, 

N D > 5*10 6 , m = 5 

Massenunwuchtkraft: 

F MU = (mdr) MU *(2n)² 


13.-15.11.2012, Forum 6 

Massenunwucht bei drehzahlvariabler WEA: Einfluss auf 

1,25 

1,00 

0,25 

lim 

n/n_in 

Lastwechselzahl durch Rotorumdrehungen in 20 Jahren 

Relative Massenunwucht: 

(mdr) MU /(mdr) GW 

Wöhlerlinie 

Relative Rotordrehzahl 

Annahme: 

Rayleigh-Windverteilung, 

v mittel = 8,5 m/s (IEC II) 

0 

Drehzahl-konstanter 

Nennbetrieb nR = 2 nin 1E+06 Einschalten 1E+07 3,8*10 1E+08 1E+09 

7 

1,2*10 7 

Drehzahlvariabler 

Betrieb 

Annahme: y F = y M = 1,25 [GL] 

WEA gefährdet 

WEA grenzwertig 

WEA gut 

ausgewuchtet 

D i.20.GW*1,25 = n i /N =0,38 

D i.20.GW = n i /N =0,12 

Gestiegene Lastwechsel- 

Reserve! 



Kaum Lastwechsel- 

Reserve! 

6 

5 

4 

3 

2 

1 

15 / XX 

Wo liegt die Wöhlerlinie ? bei 1,56*Fmax, wegen partiellen Sicherheitsfaktoren 

(2*1,25) 

Di: Schädigungsanteil der Amplitudenklasse als Verhältnis der auftretenden 

Lastwechsel zu den ertragbaren Lastwewcxhseln in 20 Jahren, 

Erhöhung des ertragbaren durch dickere Wandstärken, da dann die 

Materialspannung als Belastung sinkt

Klassiertes Lastkollektiv aus MU -6 

Stufenkollektiv durch MU 

Klassierte relative Unwuchtkraft FMU/FMU.in, Relative Drehzahl n/nin 10 

1 

Wöhlerlinie, 

N D > 5*10 6 , m = 5 

Massenunwuchtkraft: 

F MU = (mdr) MU*(2n)² 

Klassierung, damit vergleichbar mit AU 


13.-15.11.2012, Forum 6 


WEA gefährdet 

WEA grenzwertig 

WEA gut 

ausgewuchtet 

D i.20.GW*1,25 = n i/N =0,38 

D i.20.GW = n i/N =0,12 

1,25 

1,00 

0,25 

lim 

n/n_in 




Relative Massenunwucht: 

(mdr) MU/(mdr) GW 

Wöhlerlinie 

Relative Rotordrehzahl 

Annahme: 


v mittel = 8,5 m/s (IEC II) 

0 


Nennbetrieb nR = 2 nin 1E+06 Einschalten 1E+07 3,8*10 1E+08 1E+09 

7 

1,2*10 7 


Betrieb 

6 

5 

4 

3 

2 

1 

16 / XX 

Klassierung, damit nciht sooo viele Punkte. Aber keine Lastwechsel in manchen 

Klassen, daher sprünge 

16

Klassiertes Lastkollektiv aus MU -8 

Lebensdauerverbrauch durch MU 

Lebensdauerverbrauch in %. 

100 

90 

80 

70 

60 

50 

40 

30 

Schädigungssumme ohne MU (Design) 

2,00*MU-Grenzwert 

20 



10 

1,00*MU-Grenzwert (Design) 


0 


0 5 10 15 20 

Stark steigender Lebensdauerverbrauch bei MU über Grenzwert 


13.-15.11.2012, Forum 6 

Betriebsjahre 



17 / XX 

Die gestrichelte Linie der Schädigung ohne MU-Anteil zeigt, dass in 20 Jahren ca 

80% des Lebensdauerverbrauchs von MU unabhängig ist. 

Berechnet mit D_Rest = (1-D_MU_gesamt@100%MU-GW) 

Zu beachten ist, dass hier die 3D-Superposition von MU und AU vernachlässigt 

ist 

17


Zusammenfassung 

Durch drehzahlvariablen WEA-Betrieb höchste Kräfte aus Massenunwucht 

bei Nenndrehzahl (F ~ n², wenn Resonanz vernachlässigt), 

d.h. auch höchste Materialbeanspruchung 

Durch Windhäufigkeitsverteilung und höchste Drehzahl daher 

höchste Lastwechselzahlen bei Maximalamplitude 

Überschreitung des Massenunwucht-Grenzwerts führt zu starker Zunahme 

des Lebensdauerverbrauchs, so dass vorzeitig kapitale 

Komponentenschäden auftreten können 

Auswuchten auf 25% des Massenunwucht-Grenzwerts 

schafft hohe Lastwechsel-Reserve, insgesamt 10% Reserve möglich, 

d.h. 2 Jahre, wenn Schädigungsanteile aus anderen Schwingungen konstant 

-> FILM von Rissarbeit bei 300% Massenunwucht und 

200% Blattwinkelabweichung (1°) 


13.-15.11.2012, Forum 6 



18 / XX 

18

Aerodynamische Unwucht -1 

allgemeine Grundlagen 

Schubkraft 

Hebel 

Umfangskraft 


13.-15.11.2012, Forum 6 

Schwingungen 

Ursache: Abweichungen in den 

aerodyn. Blatteigenschaften 

Unterschiedliche aerodyn. Kräfte an den 

Rotorblättern => Schubkraft- und 

Umfangskraft- d.h. Drehmoment- 

Differenzen 

Einfluss von Drehzahl und 

Windgeschwindigkeit: F~ (u²,v²) 

Wirkung: v.a. laterale, axiale und 

torsionale Turm-Gondel-Schwingungen 

Verfälscht Auswertung der MU- 

Messung 

Abhilfe: Individuelle Maßnahmen 

nach je nach Ursache, AU ist NICHT 

mit Ausgleichsmassen behebbar! 

Typische Unwucht-Ursachen: 

Toleranzen und Fehler bei Produktion und Aufbau, Blattschäden, Verschleiß, 

Service, Wartung und Reparatur (bzw. Fehler dabei) 



19 / XX 

19

Auswirkungen von AU: Kopplung von 

Axialschwingung und Nicken des TGS 


13.-15.11.2012, Forum 6 

Langer Hebelarm der AU-Kraft, ca. 2/3*R 

Hohe zyklische Belastung der 

Getriebeabstützung durch Vertikalkräfte 

Fußpunkt-Erregung für alle 

Triebstrangkomponenten 

3D-Orbit durch Überlagerung mit 

Lateralschwingungen und Torsion 

Hebelarm zum Fundament variiert, zusätzliche 

zyklische Biegemomente an 

Turmkopfflansch und im Turmfuß durch umlaufende 

AU-Kraft 

Größenordnung der vermeidbaren 

Turmfußbiegung und -torsion: 

Bei 2 MW WEA, h N = 100 m, D = 80 m, bei 

Maximalschub 250 kN, grenzwertige 

Blattwinkeldifferenz = 0,5°: 

Drehfrequente Amplitude 

M b.lat = M Torsion 120 kNm 



20 / XX 

20

Folgen von AU: Kopplung von 

Torsion + Lateralschwingung 


13.-15.11.2012, Forum 6 

Langer Hebelarm der AU-Kraft, hohe zyklische Belastung von Hauptlager und 

Getriebeabstützung 

Zyklische Fußpunkt-Erregung für alle Triebstrangkomponenten 

3D-Orbit durch Überlagerung mit Axialschwingungen und Nicken (Gondelwhirl) 

Zyklische Torsion und Biegung im Turmkopfflansch und im Turmfuß 



21 / XX 

21

Aerodynamische Unwucht -2 

Betriebsbedingte Arten 

Oberflächenänderung, Blatt-Erosion, 

Fehlende oder falsch installierte 

Strömungselemente 

Vorderkantenerosion = (AU + MU) 

Vereisung = Temporäre (AU + MU) 

Abhilfe: 

Abtauen, Reparieren, 

Schwingungsprüfung und Auswuchten 


13.-15.11.2012, Forum 6 

Stall stripes und Eis 



Vortexgeneratoren 

22 / XX 

The blades should be checked for erosion, other component damage and 

missing or incorrectly installed aerodynamic elements. If any damage is found it 

should be repaired. 

Stall-Stripe: Provoziert Strömungsabriss genau an dieser Kante, Ort der 

Ablösung wird definiert (an der Spite/kante und nicht irgendwo 

Stall strips on the leading edge make sure that the stall effect will happen in a 

predictable manner 

they are only applied on a small part of the radius 

=> hard to create suitable profile data for BEM 

22

Kräfte- und Leistungsabweichung durch 

Blattwinkeldifferenz ( 1 Blatt) 

cA / cA.opt bzw. 

25 

P1/P1.opt bzw. 

F s/F s.1 

in % 

30 

20 

15 

10 

5 

Annahmen: 

Anliegende Strömung, d.h. kein Stall. 

Proportionalität von Blattwinkel-Abweichung 

und Auftriebsbeiwert (bzw. Umfangskraft und 

Leistungsproduktion eines Rotorblattes) 

Aus Profildaten: d cA / d A = 4,0 …6,0 

cA / A = 4,0 … 6,0 

cA.opt 1,0 

0 

0 

0,0 0,5 1,0 1,5 2,0 2,5 3,0 

Relative Blattwinkel-Abweichung dA.i in Grad 

Praxis: Im gleichen Windpark bei Blattwinkelfehler 1,0…1,5° Jahresertrag ca. 10% reduziert 


13.-15.11.2012, Forum 6 

= -1,0° +10% * F S.1 

und -10% * P 1 = -3% * P 

zul 



6,0 

4,0 

Bereich für ein Rotorblatt 

mit Blattwinkelabweichung 

5 MW-WEA: 

Nenn-Leistung eines Rotorblatts P i = 1670 kW 

Relative Blattwinkeldifferenz in Grad (Richtung Fahne) 

500 

P 1 in kW 

400 

300 

200 

100 

Betrag der Leistungsabweichung des 

Rotorblatts |dPi| in kW 

23 / XX

Turmfußmomente aus AU (und MU) 

Kein Blattwinkelfehler: Quasi-konstanter Schub 

Schädliche Blattwinkeldifferenz 

- umlaufende axiale Schubkraft-Differenz dF S.AU 

d.h. (vermeidbare) zyklische Zusatzlasten: 

Turmtorsion und Biegemoment im Turmfuß 

Beispiel-Abschätzung: Grenzwertige 2 MW WEA 

- Rotordurchmesser D = 80 m 

- Nabenhöhe n H = 100 m 

- Maximalschub F S = 250 kN 

- Blattwinkelgrenzwert: = 0,5° 

- AU-Schubkraftdifferenz: dF S.AU = 5%*F s /3 = 4,3 kN 

- Kraftangriffs-Radius: r dFs = 28 m 

- Lateralkraft aus Leistungsdifferenz: F AU.lat = 0,67 kN 

- Amplitude Turmfuß-Biegemoment aus MU-Grenzwert: ca. 100 kN 


13.-15.11.2012, Forum 6 



dFS.AU X 

Grenzwert 

Blattwinkeldifferenz in Grad 0,25 0,5 1,0 1,5 2,0 2,5 3,0 

Relative Blattwinkelabweichung in 

% 50 100 200 300 400 500 600 

Amplitude Torsionsmoment und 

Biegemoment am Turmfuß aus BW- 

Differenz in kNm 61 123 245 368 491 613 736 

r dFs 

F AU.la 

t 

h N 

24 / XX 

24

Relatives Lastkollektiv aus AU -1 

Drehzahlvariable WEA mit und ohne AU 

Relative Turmfußspannung 

Relative aerodynamische Unwuchtkraft 

FAU/FAU.in.GW 10 

9 

8 

7 

6 

5 

4 

3 

2 

Referenzkraft 


13.-15.11.2012, Forum 6 

0,75 Blattwinkel- 

0,50 Differenz 

0,25 AU in Grad 

n/n_in Relative 

Rotordrehzahl 



Abschätzung: 

Aerodyn. Unwuchtkraft: 

F S.AU = (F S/3)*( AU*"10%") 

Gefährdete WEA 

Grenzwertige WEA 

Gut ausgewuchtete WEA 

n R = 2 n in 

1 

Drehzahlvariabler Drehzahlkonstanter Nennbetrieb, 

0,5 

Betrieb Leistungsbegrenzung durch Pitchen 

0 

0,0 

0,0 0,5 1,0 1,5 2,0 2,5 3,0 3,5 4,0 4,5 5,0 5,5 6,0 6,5 

Einschalten 

(4 m/s) 

Nennwind vR = 3 vin Relative Windgeschwindigkeit v/vin 

(12 m/s) 

4,0 

3,5 

3,0 

2,5 

2,0 

1,5 

1,0 

Relative Drehzahl n/nin 

25 / XX

Relatives Lastkollektiv aus AU -2 

Stufen-Lastkollektiv aus AU 

Stufenkollektiv relative Turmfußspannung 

Relatives Stufenkollentiv aus aerodynamischer Unwucht, 

Klassenbreite 0,5 ; Relative Drehzahl n/nin 10 

1 

Annahme: 


vmittel = 8,5 m/s (IEC II) 

0 

1E+05 1E+06 Einschalten 1E+07 2,1*10 1E+08 1E+09 

7 


Annahme: yF = yM = 1,25; Stufenklassenbreite 0,5 


13.-15.11.2012, Forum 6 


0,75 

0,50 Aerodyn. Unwucht: 

0,25 in Grad 

lim Wöhlerlinie 

n/n_in Relative Rotordrehzahl 

Drehzahlvariable WEA, ab 

Nenndrehzahl abnehmender Schub 

Gefährdete WEA 


Betrieb 

Grenzwertige WEA 

Di.20 = 0,36 

Gut ausgewuchtete WEA 


Nennbetrieb n R = 2 n in 



Di.20.GW = 0,07 

Schematische 

Wöhlerlinie m = 5 für 

Lastwechsel N i > 5*10 6 

26 / XX

Klassiertes Lastkollektiv aus AU -3 

Kumulierter AU-Schädigungsanteil 

Kumulierter drehfrequenter AU-Schädigungsanteil 

Summe (Di = ni/Ni) 

1,8 

1,6 

1,4 

1,2 

1,0 

0,8 

0,6 

0,4 

0,2 

0,0 

0 2 4 6 8 10 

Größter Anteil bei höchsten Klassen, stark mit AU steigend 


13.-15.11.2012, Forum 6 

=0,5 * AU-Grenzwert 



AU-Amplitudenklasse, Klassenbreite 0,5 



Kumulation zeigt Beitrag der einzelnen Klasse und bei höchster Klasse den 

Gesamt-Schädigungsanteil aus AU, 

sichtbar, dass bei AU über Grenzwert wegen starker Amplitudenzunahme 

signifikant steigender Schädigungsanteil der höchsten Klassen 

27 / XX 

27

Klassiertes Lastkollektiv aus AU -4 

Lebensdauerverbrauch durch AU 

Lebensdauerverbrauch in %. 

100 

90 

80 

70 

60 

50 

40 

30 

20 

1,50*AU-Grenzwert 

Design mit 1,00*AU-Grenzwert 

10 

0 

0,50*AU-Grenzwert 

0 5 10 15 20 

Stark steigender Lebensdauerverbrauch bei AU über Grenzwert 


13.-15.11.2012, Forum 6 

Betriebsjahre 

Design, ohne AU-Anteil 



28 / XX 

Die gestrichelte Linie der Schädigung ohne AU-Anteil zeigt, dass in 20 Jahren ca 

75% des Lebensdauerverbrauchs von AU unabhängig ist. 

Berechnet mit D_Rest = (1-D_AU_gesamt@100%MU-GW) 

Zu beachten ist, dass hier die 3D-Superposition von MU und AU vernachlässigt 

ist. 

28

Schwingungsberuhigung durch 

Auswuchten - Beispiele 

AU meist auf 0,2° reduziert, d.h. 40% des Grenzwertes 

MU meist auf < 50% des Grenzwerts reduziert 

Amplitudenreduktion insgesamt typischerweise > 90% 

Beispiel für WEA mit starker Blatterosion, Blattwinkelfehler und 

Massenunwucht, Erfolg nur durch richtige Reihenfolge der Maßnahmen! 

Grenzwert MU 


13.-15.11.2012, Forum 6 



29 / XX 

29

Zusammenfassung 

Entwurfs-relevante zyklische Ermüdungslasten durch Rotorunwucht 

Reale Unwucht an der laufenden WEA ist meist unbekannt 

Grenzwert überschreitende Rotorunwucht (RU) bei über 25% der 

WEA 

Erhöhte zyklische Lasten aus Rotorunwucht als potenzielle und 

vermeidbare Schadensursache bei Turm- und Fundamentproblemen 

oft unbeachtet 

Beide Unwuchtarten, MU und AU erzeugen relevante – und vermeidbare 

(!) Turmfuß-Wechselmomente für Biegung und Torsion 

Bei WEA mit Turm- und Fundamentproblemen und –schäden ist 

Auswuchten dringend empfohlen, um das Lastniveau zu senken und 

wieder eine Lebensdauerreserve zu schaffen 

WEA-Abschaltungen und –Schäden sowie Ertragsverlust aufgrund von RU 

durch regelmäßige Unwuchtprüfung ab der Inbetriebnahme 

vermeidbar 

Periodisches Rotor-Auswuchten vermeidet erhöhten WEA- 

Lebensdauerverbrauch und schont Turm und Fundament! 


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13.-15.11.2012, Forum 6 

Vielen Dank für Ihre Aufmerksamkeit! 

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Vortrag zum Abruf als PDF - 22. Windenergietage

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