Maschine und Rotor

Aerodynamik

Die Rotorblätter einer Windenergieanlage sind massiven Belastungen ausgesetzt. Durch häufige Änderungen der Anströmung wirken stark fluktuierende Kräfte, die zur Materialermüdung führen können. Anhand numerischer Simulationen und Windkanalmessungen untersucht ForWind die durch verschiedene Strömungen auf die Rotorblätter einwirkenden Kräfte.

Numerische Simulation

Zur Untersuchung von Strömungen werden vorwiegend Methoden der „Computational Fluid Dynamic” (CFD) verwendet. Dabei werden grundlegende Wechselwirkungen zwischen der turbulenten Anströmung und dem Flügel berechnet. Um zeitlich aufgelöste Berechnungen zu verbessern, setzt ForWind hierbei auch neue Verfahren ein.

Windkanalmessungen

Im Windkanal der Universität Oldenburg werden von ForWind Auftriebs- und Widerstandskräfte an Flügelsegmenten mit Reynoldszahlen bis 700.000 (ca. 50m/s) gemessen. Die auf den Flügel wirkenden Kräfte werden dabei berührungslos durch Drucksensoren ermittelt. Diese Messungen lassen sich sowohl bei festen als auch bei schnell variierenden Anstellwinkeln des Flügels zur Strömung durchführen. Besonders die Messungen unter variierenden Anstellwinkeln weisen kurzzeitige Krafterhöhungen auf, die als „Dynamic Stall“ bezeichnet werden. Entsprechende Modelle zum Dynamic Stall können auf Grundlage dieser Messungen erstellt und überprüft werden. Durch die Genauigkeit der Sensoren lassen sich bei Messungen unter festen Anstellwinkeln Widerstandsänderungen durch verschiedene Oberflächenqualitäten des Flügels nachweisen.

Weiterhin bietet der Windkanal die Möglichkeit zu diversen Messungen mit offener sowie geschlossener Messstrecke. Als Messverfahren stehen dabei beispielsweise Hitzdrahtanemometrie oder Laser-Doppler-Anemometrie (LDA) zur Verfügung.

Aerolastik

Windturbinen sind hohen dynamischen Belastungen ausgesetzt. Die genaue Berechnung dieser Lasten spielt eine zentrale Rolle für die Auslegung der Bauelemente von Windenergieanlagen. Schwankende Lasten entstehen durch das Zusammenspiel von aerodynamischen Kräften und der elastischen Struktur. Um diese Belastungen genau zu betrachten, werden spezielle Methoden eingesetzt, wie CFD (Computational Fluid Dynamics) und FEM (Finite Element Method). Die Fluid-Struktur-Kopplung lässt sich auch anhand von analytischen Modellen (engl. „Engineering Models“) sowohl für das aerodynamische als auch für das strukturelle Verhalten der Anlage untersuchen. Analytische Modelle spielen bedingt durch günstige und ressourcenschonende numerische Implementierung eine entscheidende Rolle beim aeroelastischen und aerodynamischen Entwurf einer Windenergieanlage.

Das Institut für Turbomaschinen und Fluid-Dynamik der Leibniz Universität Hannover (TFD) begleitet die ersten Entwicklungsschritte von Windenergieanlagen mit BEM (Blade Element Momentum Theory)-Methoden, Dynamic Stall-Modellen und turbulenten Windsimulatoren, die im eigenen Hause entwickelt werden.

Simulationen mit CFD ermöglichen darüber hinaus eine genaue aerodynamische Modellierung von Windenergieanlagen. Turbulente Simulationen von Windturbinen werden eingesetzt, um strukturelle Belastungen zu berechnen und um instationäre aerodynamische Phänomene wie Rotor-Tragstruktur-Wechselwirkungen, Nachlaufdynamik und dynamische Ablösung zu berechnen. Mit Hilfe von verschiedenen CFD-Solvern sowie Hoch- und Höchstleistungsrechnern führt das Institut ein breites Spektrum von wissenschaftlichen Untersuchungen durch.

Dynamische Leistungscharakteristik

Die Bestimmung der Leistungscharakteristik einer Windkraftanlage ist sowohl für die Zertifizierung als auch für das Anlagen-Monitoring von wesentlicher Bedeutung. Unter einer Leistungscharakteristik versteht man im Allgemeinen den funktionalen Zusammenhang zwischen der Geschwindigkeit des auf eine Anlage einwirkenden Windes und der entsprechenden Leistungsabgabe.

ForWind arbeitet an der Entwicklung von schnellen Verfahren zur Bestimmung von Leistungscharakteristiken, die auf hoch aufgelösten Wind- und Leistungsdaten (Größenordnung 1 Hz) basieren und Messungen von nur wenigen Tagen erfordern. Im Rahmen einer stochastischen Leistungsmodellierung wird die Reaktionsdynamik der Anlage im Zusammenhang mit den turbulenten Strukturen des anströmenden Windes als Diffusionsprozess beschrieben. Ein mathematisches Analyseverfahren (auf der Basis von Markovprozessen und deren Beschreibung durch eine Langevin- oder Fokker-Planck-Gleichung) erlaubt die Rekonstruktion der effektiven dynamischen Gleichung, die diesen Prozess bestimmt.

Das Verfahren bildet dabei die Grundlage für die Bestimmung einer so genannten dynamischen Leistungskennlinie. Diese hat sich bereits als eine sehr effiziente Alternative zur Leistungskennlinie nach dem Standardverfahren (IEC 61400-12-1) erwiesen und wurde an verschiedenen kommerziellen Windkraftanlagen der MW-Klasse getestet.

Regelung von Windenergieanlagen

Windenergieanlagen (WEA) sind heute deutlich leistungsstärker als noch vor wenigen Jahren. Folglich kommt es zu hohen mechanischen Belastungen, wie hohe Spitzendrehmomente und dynamische Lastwechseleinflüsse, die sich auf den gesamten Triebstrang übertragen. Als direkte Verbindung zwischen dem Rotor und dem Generator-Umrichter-System muss der Triebstrang sowohl die Dynamik der Windlasten über den Rotor als auch die Dynamik des elektrischen Netzes über den Generator aufnehmen.

Dies macht detaillierte Untersuchungen zur stationären und dynamischen Beanspruchung des gesamten Triebstranges erforderlich. Für gesicherte Vorhersagen zur Lebensdauer einzelner Komponenten und damit zur Nutzungsdauer der gesamten Anlage müssen die Wechselwirkungen der mechanischen und elektrischen Komponenten berücksichtigt werden.

Ein detailliertes WEA-Modell, das neben der Nachbildung verschiedener elektrischer Zusammenhänge eine Mehrkörpersimulation des Antriebsstranges (MKS) beinhaltet, dient dem Institut für elektrische Antriebe, Leistungselektronik und Bauelemente (IALB), Universität Bremen, hierzu als Grundlage. Ausgehend davon haben die Wissenschaftler ein Online-Beobachtungssystem zur Erfassung nicht direkt messbarer Größen entwickelt, das u.a. die Bestimmung der Wellentorsionsmomente ermöglicht. Die Kenntnis der Wellentorsionsmomente ist ein entscheidendes Kriterium für die Entwicklung einer belastungsminimalen Regelung.

Zur direkten experimentellen Untersuchung ist in einem Versuchs- und Demonstrationsprüfstand des IALB der Antriebsstrang einer WEA nachgebildet, mit dem simulatorisch gewonnene Erkenntnisse an einem realen System verifiziert werden können. Darüber hinaus dient der Prüfstand als Basis zur Realisierung des Online-Beobachtersystems für eine belastungsminimale Regelung.

Rotormodellierung

Der Rotor einer Windenergieanlage ist durch das Einwirken des turbulenten Windfeldes starken Rüttelkräften ausgesetzt. Diese dynamischen Wechsellasten können zur schnelleren Materialermüdung führen.

Mit Hilfe von aeroelastischen Simulationsprogrammen lassen sich die auf den Rotor wirkenden Kräfte berechnen und die resultierenden Lasten lokalisieren. Dazu wird jedes Rotorblatt in eine Anzahl von aerodynamisch unabhängigen Elementen unterteilt. Außerdem wird Geschwindigkeit und Position der einzelnen Blattelemente sowie das einströmende Windfeld für jeden Zeitschritt ermittelt. Die wirkenden Kräfte können dann pro Element berechnet werden und ergeben aufsummiert die Gesamtkräfte.

Ziel dieses Forschungsbereiches ist es, aktuelle Ergebnisse aus den Bereichen der stochastischen Windfeldmodellierung sowie des dynamischen Stalls und der Auftriebserhöhung in die Modellierung des Rotors zu integrieren und damit die Berechnung der dynamischen Lasten zu verbessern. Insbesondere werden die auftretenden Lasten realistischer, turbulenter Windfelder berechnet und mit den Ergebnissen der Standardmethode (IEC-Norm) verglichen. Ein Hauptinteresse liegt dabei auf dem zeitlichen Verlauf der Lastverteilungen und auf den Wechsellasten, die durch die Böigkeit der Winde entstehen.

Projekte zum Forschungsthema „Maschine und Rotor“

Schwerpunkte der Forschung

Entwicklung eines Höchst-Moment Synchrongenerators

Die Entwicklung eines Höchst-Moment Synchrongenerators mit transversaler Flussführung bietet eine neuartige Alternative für Windenergieanlagen (WEA). Im Vergleich zu einem hochpoligen Synchrongenerator oder einem getriebebehafteten doppeltgespeisten Asynchrongenerator lässt sich hiermit die Kraftdichte eines Windenergiegenerators bei deutlich geringeren Außenmaßen steigern. Gegenüber konventionellen Generatortypen können Gewicht und Volumen um etwa zwei Drittel verringert werden. Es ergeben sich Materialeinsparungen bei Kupfer, Dynamoblech und vor allem bei der Stahlkonstruktion des Turmes und der Gründung. Das ermöglicht den Einsatz kleinerer Gondeln oder größerer Generatoren.

Mit einem Transversalflussgenerator (TFG) als Windenergiegenerator ergeben sich grundlegend neue Freiheitsgrade zur Konstruktion hochpoliger Generatoren bei kleinem Durchmesser. Bei einem TFG wird der magnetische Fluss quer zur Bewegungsrichtung geführt. Durch eine hochpolige Maschine mit konzentrierter Kraftdichte bei relativ kleinem Durchmesser, wie sie für WEA sehr großer Leistung benötigt wird, wird das Leistungsgewicht entscheidend reduziert.

Geometriemessungen an Turm und Rotorblättern

Die aktuellen Entwicklungen neuer Windenergieanlagen (WEA) tendieren zu immer größeren Anlagen mit weniger steifen Rotorblättern. Die zur Konstruktion erforderlichen Simulationstools müssen durch entsprechende Messdaten validiert werden. Weiterhin sind geometrische Messungen hilfreich, um den Zustand bestehender Anlagen hinsichtlich eventueller Pitchwinkelabweichungen zwischen den Rotorblättern oder möglicher struktureller Schäden zu bewerten. Hieraus können bedarfsgerechte Wartungen abgeleitet werden oder Entscheidungen zum Weiterbetrieb getroffen werden.

Die Erfassung von geometrischen Merkmalen oder Schwingungen an den Komponenten einer WEA stellt, insbesondere im laufenden Betrieb der Anlage, jedoch eine Herausforderung für die Messtechnik dar. Etablierte Verfahren erlauben entweder nur punktuelle Messungen oder erfordern das Anbringen von Markern o. ä. Das Bremer Institut für Messtechnik, Automatisierung und Qualitätswissenschaft (BIMAQ) an der Universität Bremen hat Messverfahren entwickelt, die berührungslos und ohne Manipulation der WEA bodenbasierte Messungen mit einem Laserscanner (Prinzip der Laufzeitmessung) die Oberflächengeometrie von WEA-Komponenten erfassen können. Aus den Messdaten können beispielsweise die Pitchwinkel der Rotorblätter, der Turmfreigang unter verschiedenen Windlasten, oder Verformungen der Rotorblätter unter Last gemessen werden. Die Vergleiche der Messdaten der Rotorblätter können auf dieser Basis zur Optimierung der Effizienz der Anlage oder zur frühzeitigen Erkennung struktureller Schäden verwendet werden.

Leistungsflussoptimierung einer Windenergieanlage

Windfelder bieten einer Windenergieanlage (WEA) keine zeitlich konstante, sondern eine mit kurzzeitigen Schwankungen im Sekundenbereich durchsetzte Windleistung an. Bei den bisher realisierten Anlagen-Konzepten wird die Drehzahl nur langsam an die mittlere Windgeschwindigkeit angepasst, so dass sie diesen kurzzeitigen Schwankungen nicht folgt. Durch Pitch Control-Systeme werden die Belastungen und Drehmomente vergleichmäßigt. Dabei wird jedoch zwangsläufig nicht die maximal mögliche Leistungsausbeute erzielt, da bei Spitzen der Windgeschwindigkeit durch Rotorblattverstellung abgeregelt werden muss.

Die Leistungsausbeute lässt sich durch Nutzung dieser kurzzeitigen Spitzen maximieren. Um die Belastungen gering zu halten, sind die Drehzahlen des Generators hierbei stärker variabel als bei herkömmlichen Anlagen. So wirken die rotierenden Massen zusätzlich als Energiespeicher. ForWind untersucht, wie alle dem System Windenergieanlage inhärenten Energiespeicher eingesetzt werden können, um bei dieser Betriebsweise einen möglichst gleichmäßigen Leistungsfluss und eine gleichmäßige mechanische Belastungen zu ermöglichen. Dabei wird der gesamte mechanische und elektrische Antriebsstrang bis zum Netz betrachtet: die rotierenden Massen von Rotor, Maschine und Getriebeelementen, der Zwischenkreis des Umrichters sowie das Magnetfeld des Generators.

In einer gemeinsam Untersuchung der Fachgebiete Elektrische Maschinen und Antriebssysteme und Leistungselektronik und Antriebsregelung an der Leibniz Universität Hannover sollen die Potentiale der verschiedenen genannten Kurzzeit-Energiespeicher quantifiziert werden und die grundsätzliche Realisierbarkeit, der Aufwand sowie die Grenzen für deren Nutzung betrachtet werden. Die verschiedenen Konzepte von WEA (mit / ohne Getriebe) sollen vergleichend in die Betrachtungen einbezogen werden.

Sättigungsverhalten doppeltgespeister Asynchrongeneratoren

In der Windindustrie nimmt der doppeltgespeiste Asynchrongenerator eine dominierende Stellung ein. Bei ihm ist über die rotorseitige Umrichterspeisung auch eine Blindleistungskompensation oder -abgabe möglich, die in der klassischen Energieversorgung bisher den Synchrongeneratoren vorbehalten war. Da bei Asynchronmaschinen in der klassischen Auslegung ohne läuferseitige Umrichterspeisung die genannten Betriebspunkte mit Blindleistungskompensation nicht berücksichtigt werden, müssen die Generatoren in der Regel überdimensioniert werden, um eine Sicherheitsreserve für das stärkere Sättigungsverhalten in diesen Betriebspunkten zu erhalten.

Daher wurde am Institut für Antriebssysteme und Leistungselektronik (IAL) der Universität Hannover im Rahmen eines ForWind-Projekts zusammen mit einem großen Hersteller doppeltgespeister Generatoren eine Software entwickelt. Diese kann die Magnetkreisberechnung der Maschinen auch in den Punkten mit Blindleistungsabgabe berechnen.

Im Prüffeld des Herstellers wurden umfangreiche Messungen an
unterschiedlichen Generatoren durchgeführt, um die klassischen Berechnungsansätze mit denen des neu implementierten Verfahrens vergleichen zu können. Es hat sich gezeigt, dass die gemessenen Ströme der Generatoren vor allem in den Punkten mit Blindleistungsabgabe gegenüber dem klassischen Berechnungsansatz größer sind.

Mit dem neu implementierten Verfahren, welches die Absättigung insbesondere des Rotorjochs bei der doppelseitigen Speisung wesentlich besser erfasst, korrelieren die Messergebnisse und die Berechnung bei den untersuchten Generatoren wesentlich besser, so dass in Zukunft gegebenenfalls auf eine Überdimensionierung der Generatoren verzichtet werden kann.

Schadensfrüherkennung an Rotorblättern

Rotorblätter, insbesondere von Offshore-Windenergieanlagen, sind dynamisch höchst belastete Strukturen. Immer wieder kommt es zu Schädigungen, die längere Ausfallzeiten oder sogar den Austausch ganzer Blätter notwendig machen. Typische Schäden stellen Delaminationen und Ermüdungen der Verbundstrukturen, z.B. im Wurzelbereich der Rotorblätter, dar.

Gängige Praxis der Schadenserkennung ist immer noch die visuelle Inspektion, die bei Onshore-Anlagen relativ einfach praktizierbar ist, bei Offshore-Anlagen jedoch durch den Faktor Wetter nicht mehr kalkulierbar ist. Eine dauerhafte Erfassung des Schwingungsverhaltens der Rotorblätter über ein spezielles messtechnisches Konzept macht es möglich, Schäden an den Strukturen automatisiert frühzeitig zur erkennen.

Das Monitoring-Konzept soll im Rahmen dieses Entwicklungsprojektes auf seine Eignung zur Detektion rotorblatttypischer Schäden untersucht werden. Das Monitoring-Konzept basiert auf einer Methode, die gleichzeitig Dehnungen und Beschleunigungen der Struktur über integrierte Sensoren erfasst. Aus diesen Messgrößen werden die Schwinggeschwindigkeit und die Spannung ermittelt und gehen in die verwendete Proportionalitätsbeziehung ein.

Der Vorteil dieser Methode liegt in der parallelen Betrachtung zweier proportionaler Amplituden, die im Falle eines Schadens sehr bald ihre Proportionalität zueinander verlieren. Modellversuche haben gezeigt, dass dieser Effekt messtechnisch sehr viel eher erfasst werden kann als beispielsweise die Veränderung der Eigenfrequenzen der Struktur.

Die Untersuchungen im Rahmen des Vorhabens liefern das Ergebnis, an welchen Positionen die Sensoren installiert werden müssen, um die zuverlässigsten Ergebnisse liefern zu können. Dafür ist es notwendig, die Proportionalitätsbeziehung, die ursprünglich für kontinuierliche Balkenstrukturen konzipiert wurde, auf die komplexe Struktur eines Rotorblattes zu adaptieren.

Des Weiteren werden in Kooperation mit Herstellern kritische Schadensgrößen ermittelt. Erfahrungswerte über das Schadenswachstum dienen als Quelle für Grenzwertermittlung, die in das System integriert werden.

Sensorenentwicklung fü Condition Monitoring Systeme

Am Markt haben sich bereits verschiedene Condition Monitoring Systeme (CMS) etabliert. Die meisten Antriebskomponenten lassen sich jedoch derzeit nicht im laufenden Betrieb überwachen. So sind nur wenige Zustände, wie Verformungen und Temperaturänderungen am Gehäuse oder Geräusche bzw. Schwingungen, von außen zu beobachten. Die Ursachen für auftretende Probleme (z. B. mechanische Spannungen) liegen aber meistens im Inneren des Getriebegehäuses.

Neue In-Prozess-Messverfahren erlauben Messungen im Getriebe während des Betriebs mit einer Messunsicherheit bis in den Sub-Mikrometerbereich. Die meisten dieser Sensoren existieren heute nur als Labormuster und müssen für die platz- und gewichtsparende Langzeitanwendung innerhalb von WEA-Getrieben weiterentwickelt werden.

Neben den mikrotechnisch gefertigten Sensoren zur Messung von Kräften, Momenten und Vibrationen sowie radiometrischen und thermografischen Sensoren sollen auch Fasersensoren entwickelt werden. Diese können beispielsweise in das Material der Rotorblätter integriert werden, um Dehnungen zu messen

Strömungsvisualisierung

Die Bewertung von Strömungszuständen an den Rotorblättern von Windenergieanlagen (WEA) ist wichtig für den optimalen Betrieb der Anlagen und die frühzeitige Erkennung von Oberflächenschäden. Das Bremer Institut für Messtechnik, Automatisierung und Qualitätswissenschaft (BIMAQ) an der Universität Bremen hat zu diesem Zweck verschiedene Verfahren entwickelt, die auf der thermografischen Erfassung der Rotorblattoberfläche im laufenden Betrieb der WEA basieren. Die unterschiedlichen Wärmeübergänge verschiedener Strömungszustände (laminar, turbulent, abgelöst) verursachen bereits bei kleinsten Temperaturgradienten zwischen Rotorblatt und umströmender Luft einen thermischen Fingerabdruck, der mit den lokalen Strömungsbedingungen korreliert.

Die lokalen thermischen Unterschiede können vom Boden aus oder von Drohnen mit Hilfe hochauflösender Thermografiekameras erfasst werden. Verschiedene Auswertealgorithmen ermöglichen die automatische Detektion des laminar-turbulenten Übergangs, von Bereichen turbulenter Ablösung und von Schäden, die einen Turbulenzkeil erzeugen. Mittels geometrischer Zuordnung können die gemessenen Positionen direkt im Koordinatensystem des Rotorblattes ausgegeben werden.

Verzahnungsmessung

Getriebeschäden sorgen vielfach für Störungen und Ausfälle bei Windenergieanlagen (WEA). Bisherige Erfahrungen mit dem Einsatz von Getrieben lassen sich wegen der besonderen Anforderungen an die großen WEA-Getriebe nicht unmittelbar übertragen. Neue Erkenntnisse soll hier das Labor für Großverzahnungsmessungen des Bremer Instituts für Messtechnik, Automatisierung und Qualitätswissenschaft (BIMAQ) an der Universität Bremen liefern.

Herzstück des klimatisierten Labors ist ein Koordinatenmessgerät (Messvolumen 2,5 m x 2 m x 0,7 m; Längenmessabweichung E < 1,6 µm + L/400 µm/mm; 18-22°C). Damit werden neue und defekte WEA-Getriebe-Zahnräder gemessen, um so die Zusammenhänge zwischen Auslegung, Fertigung, Qualität und Funktionseigenschaften von Großverzahnungen in WEA zu untersuchen – mit Auswirkungen unter anderem auf Verschleiß, Lebensdauer, Schadensart und Geräuschentwicklung.

Mithilfe des Labors soll auch die Kalibrierkette für große Bauteile in der Getriebe- und Verzahnungsherstellung geschlossen werden: In Kooperation mit der Physikalisch Technischen Bundesanstalt (PTB) werden im BIMAQ Bezugsnormale kalibriert, also Standardreferenzen für die Produktion definiert.

Wälzlager im Antriebsstrang

Der Antriebsstrang von Windenergieanlagen (WEA) ist vielfältigen Beanspruchungen ausgesetzt, wie instationären Last- und Windfeldern. Dazu gehören kurzfristige Ereignisse die Elektrik betreffend, beispielsweise kurzzeitige Netzeinbrüche, ebenso wie Belastungen des Rotors durch Windböen. Die präzise Dimensionierung der mechanischen Komponenten wie Getriebe und Lager ist daher eine unerlässliche Voraussetzung für den sicheren und zuverlässigen Betrieb von WEAs. Auf diese Weise lassen sich vorläufige kostspielige Ausfälle vermeiden. Die bisher bestehenden Lebensdauerberechnungen berücksichtigen die besonderen Gegebenheiten im Betrieb einer WEA nur unzureichend. Es fehlen Erklärungen für die Vielzahl der in der Praxis beobachteten Ausfälle.

Das Institut für Maschinenelemente, Konstruktionstechnik und Tribologie (IMKT) betrachtet die Lebensdauer von Wälzlagern, die hohen Sonderlasten ausgesetzt sind experimentell und theoretisch. Die gewonnenen Erkenntnisse ermöglichen eine genauere Lebensdauervorhersage. Hohe dynamische Lasten und Schlupf zwischen Wälzkörpern und Ringen werden berücksichtigt. Während der gesamten Untersuchungen spielt Condition Monitoring eine wesentliche Rolle. Es werden Methoden entwickelt, um Schäden der Wälzlager früh zu erkennen. Eine Übertragung dieser Methoden auf WEA dient der besseren Überwachung und erhöht nachhaltig deren Verfügbarkeit.

Ein Schwerpunkt des IMKT ist die Schmierung und Abdichtung von Wälzlagern, insbesondere unter extremen Bedingungen. Schmierfette bei extrem niedrigen Temperaturen sind ein Forschungsschwerpunkt. In Untersuchungen ist das Reibungsverhalten von Radial-Wellendichtringen (RWDR) für diese Anwendungen analysiert worden. Im IMKT stehen Prüfstände zur Verfügung, deren Palette von Prüfständen für Modelluntersuchungen bis hin zu Großprüfständen für die Untersuchung einer WEA in Lebensgröße reicht. Zudem besteht die Möglichkeit, die wichtigsten Komponenten unter klimatischen Bedingungen, beginnend bei niedrigen bis zu sehr hohen Temperaturen, zu untersuchen.

Zuverlässigkeit von Leistungshalbleiterbauelementen

Die Anforderungen an die Leistungsbauelemente sind hoch, da sie extremen Anforderungen bezüglich Temperatur und Leistungszyklen ausgesetzt sind, und Windenergieanlagen (WEA) auf eine Lebensdauer von 25 Jahren ausgelegt werden. Die mit dem Betrieb einhergehenden thermo-mechanischen Degradations- und Ausfallmechanismen der Bondverbindungen und Chiplötungen werden innerhalb der beschleunigten Prüfmethode des sogenannten Power Cycling Test (PCT) am Institut für elektrische Antriebe, Leistungselektronik und Bauelemente (IALB), Universität Bremen, untersucht.

Das standardisierte beschleunigte Testverfahren in Bezug auf Korrosion und andere feuchtegetriebene Degradationsmechanismen ist der sogenannte High Humidity High Temperature Reverse Bias (H³TRB) Test, im Rahmen dessen eine Betriebsdauer von 25 Jahren innerhalb von 1.000 Stunden simuliert werden kann. Das IALB ist auf individuelle H³TRB Tests mit verschärften Bedingungen spezialisiert.

Zuverlässigkeit von Rotorblättern

Die Zuverlässigkeit von Rotorblättern ist für einen sicheren und wirtschaftlichen Betrieb von Windenergieanlagen (WEA) von besonderer Bedeutung. Die Hersteller von Windenergieanlagen haben in den letzten Jahrzehnten viel Erfahrung mit der Konstruktion von Rotorblättern und Schäden im Betrieb gesammelt. Dennoch sind Risse in der Rotorblattstruktur nach wie vor eine Ursache für kostspielige Reparaturen und Betriebsausfälle. Dies zeigt, dass es immer noch Wissenslücken bei der Auslegung von Rotorblättern hinsichtlich Ermüdung gibt, was insbesondere (aber nicht ausschließlich) für die Rotorblattverklebung gilt.

Um diese Wissenslücken zu schließen und die Zuverlässigkeit von Rotorblättern zu erhöhen, arbeitet das Institut für Statik und Dynamik der Leibniz Universität Hannover an der Entwicklung, Charakterisierung und Validierung von Simulationsmethoden und Modellen zur Beschreibung des (Ermüdungs-)Schädigungsverhaltens von (kurzfaserverstärkten) Klebverbindungen in Rotorblättern. Der Schwerpunkt liegt dabei auf der Hinterkantenverklebung, da diese besonders schadensanfällig ist. Diese Forschungsarbeit leistet wesentliche Beiträge im Bereich der erweiterten Materialprüfung und der zerstörungsfreien Bildgebung für kurzfaserverstärkte Klebstoffe. Darüber hinaus geht es um die Modellierung der räumlichen Verteilung der Faserorientierung in kurzfaserverstärkten Hinterkanten-Verklebungen sowie um die kontinuumsmechanische und energiebasierte Modellierung des Ermüdungsschadensverhaltens in kurzfaserverstärkten Verklebungen.

Zuverlässigkeit von Wechselrichtern

Mit steigender Anzahl installierter Windenergieanlagen (WEA) steigt auch die Zahl der Stromrichter im Feld. Diese basieren auf Leistungshalbleiterbauelementen, in den meisten Fällen auf IGBTs (Insulated Gate Bipolar Transistor) und Dioden. Temperatur- und Feuchtigkeitsschwankungen aufgrund von Betriebs- und Umgebungsbedingungen führen im Laufe der Zeit zu einer Alterung der Halbleiter.

Anlagenausfälle aufgrund degradierter Stromrichterkomponenten verursachen erhebliche Kosten. Während die vorausschauende Wartung bei Antriebssträngen und anderen mechanischen Teilen bereits Stand der Technik ist, ist sie für die Leistungselektronik noch nicht verfügbar. Angestrebt wird ein System zur Vorhersage der Restlebensdauer bzw. eine Online-Überwachung der Elektronik.
Notwendig hierfür sind zum einen genaue Messungen der relevanten Größen einer sich im Betrieb befindlichen WEA, zum anderen entsprechende Modelle für die Lebensdauerprognose. Letztere existieren bereits in Ansätzen und berücksichtigen dabei sowohl thermomechanische, als auch elektrochemische Alterungsmechanismen. Zum Zweck einer Aufzeichnung der erforderlichen Felddaten über einen langen Zeitraum ist am Institut für elektrische Antriebe, Leistungselektronik und Bauelemente (IALB) ein flexibel einsetzbares Condition Monitoring-System entwickelt worden. Die Überwachung der Anlage erfolgt hochaufgelöst mit bis zu 200 kHz, 24 Stunden am Tag, 365 Tage im Jahr. Aktuell und zukünftig werden in aktiven, kommerziellen Windparks Daten von WEA gesammelt, um die Ereignisse und Bedingungen zu identifizieren, die einen großen Einfluss auf die Degradation haben.

Basierend auf den gemessenen Daten und Zuverlässigkeitsmodellen kann ein Echtzeit-Algorithmus den aktuellen Lebensdauerverbrauch abschätzen und die noch verfügbare Lebensdauer vorhersagen.