Bild 01: Mehrere Hundert DMS-Messstreifen erfassen die auftretenden Kräfte und Schwingungen an den bis zu 100 m langen Rotorblättern, die von der Zugstation (im Hintergrund) eingeleitet werden (Quelle: Nicolai Franzen)
An den Ufern des Limfjords in Aalborg signalisieren lange Reihen weißer Windturbinenflügel den Sitz der Firma Blaest [1]. Das Unternehmen ist 2005 aus dem dänischen Nationallabor für nachhaltige Energie entstanden, das seit den Anfängen in den 1980er-Jahren Rotorblätter für Windenergieanlagen testet (Bild 1).
Wurde damals die Tragfähigkeit der Flügel noch mit Sandsäckengemessen, sind die Methoden längst ausgefeilt und vollständig digitalisiert: Elektromechanische Belastungssysteme verbinden das Blatt mit den auf dem Hallenboden fixierten Zugstationen. Während der zwei- bis drei monatigen Testphase wird die Rotorschaufel etwa vier Millionen Mal mit großer Kraft in verschiedene Richtungen geschwungen.
„Unsere Aufgabe ist es, die Lebensdauer der Blätter zu testen, damit die Hersteller der Windturbinen ihre Prototypen genehmigen lassen können“, erklärt Blaest-Prüfingenieur Nicolai Vangsgaard (Bild 2). Die Blätter sollen schließlich zwischen 25 Jahren und 30 Jahren halten. Den Nachweis führen die Spezialisten von Blaest, indem sie jedes Blatt einer Reihe von Tests unterziehen. „Wir müssen nachweisen, dass das Blatt der theoretischen Belastung standhält, für die es ausgelegt ist“, so N. Vangsgaard, „und dies so digital und genau wie möglich.“ Dazu nutzt Blaest mittlerweile PC-based Control und Messtechnik von Beckhoff [2]. Denn je schneller und genauer die Messungen, desto präziser die Datenerfassung und die anschließende Datenanalyse.
Längere Rotorblätter verlangen schnellere Datenerfassung
Als das Unternehmen 2018 beschloss, mit einer neuen, größeren Testhalle am Standort Aalborg zu expandieren, war es ein logischer Schritt, auch das bisherige Steuerungssystem zu aktualisieren, das die Kommunikation mit den mehreren Hundert Daten erfassungsboxen verwaltet, die entlang der gewaltigen Rotorblätter verlaufen und die Messsignale der Sensoren aufnehmen. Traditionell wurde für eden einzelnen Messpunkteine eigene Leitung benötigt. Das verursachte nicht nur erhebliche Kosten, sondern auch ein Kabelwirrwarr, das an der Schaufel befestigt und mit dem Steuerungssystem verbunden werden musste.
„Unser primäres Ziel war, ein flexibleres System zu haben, dessen Kanalzahl wir jederzeit erweitern können, wenn die Windturbinenblätter länger undstärkerwerden“, erklärt der Testingenieur. Denn die nächste Generation Windturbinenblätter wird 100 m lang sein, anstatt der bisher 70 m bis 80 m. Das bedeutet: zusätzliche Sensoren, weitere Messkanäle und damit mehr Daten, die zeitsynchron und präzise zu erfassen und zu verarbeiten sind. Außerdem sollten die Daten so nah wie möglich an jedem einzelnen Messpunkt erfasst werden, um die kilometerlangen Leitungen zu vermeiden, die bislang ständig gewartet und immer wieder getauscht werden müssen. Da Blaest eine selbst entwickelte Softwarenutzt, die an jeden Kunden angepasst wird, war ein offenes und leicht zu adaptieren des Automatisierungssystem Pflicht.