Zuverlässigkeit technischer Systeme

Auf Betrieb und Instandhaltung entfallen rund 20 bis 30 Prozent der Lebenszykluskosten einer Windenergieanlage. Ein Großteil hiervon entsteht durch Wartung und ausfallbedingte Reparaturarbeiten. Hinzu kommt der Ertragsverlust bei einem Anlagenstillstand – gerade bei Offshore-Anlagen ist die Reparatur logistisch aufwendig und oft nicht kurzfristig realisierbar. Die Windenergiebranche ist heute einem extrem starken Wettbewerbsdruck ausgesetzt – viele Schlüsselmärkte wurden oder werden auf ein Ausschreibungsverfahren zur Preisfindung für Windstrom umgestellt. Die gesamte Wertschöpfungskette gerät dadurch unter zusätzlichen Kostendruck. Somit kommt der Zuverlässigkeit von Windenergieanlagen und ihren Komponenten, insbesondere denen mit hohen Ausfallraten, eine zentrale Bedeutung bei der Senkung der Stromgestehungskosten zu.

Neben der Entwicklung einer geeigneten Instandhaltungsstrategie ist es von entscheidender Bedeutung für den wirtschaftlichen Anlagenbetrieb, die Zuverlässigkeit der Komponenten zu erhöhen. Um dies zu erreichen, ist ein umfassendes Verständnis von Ausfallursachen und -mechanismen Grundvoraussetzung. Oftmals sind sie jedoch nicht hinlänglich geklärt. Untersuchungen am Fraunhofer IWES auf Basis von mehr als 2.700 Anlagen

verschiedenster Hersteller zeigen beispielsweise, dass Frequenzumrichter im Mittel alle zwei Jahre ausfallen. Der volkswirtschaftliche Schaden ist immens: Auf ein Jahr umgerechnet ergeben sich bei einem derzeitigen Anlagenbestand von 50 GW in Deutschland rechnerisch Reparaturkosten und Ertragsausfälle von über 200 Mio. Euro; darüber hinaus gehen über 200 Gigawatt-Stunden Energie verloren. Damit ließen sich 55.000 Haushalte ein Jahr lang mit Strom versorgen.

 

Grundlegend für die Steigerung der Zuverlässigkeit einer Anlagenkomponente ist es, die Faktoren zu identifizieren, die den Defekt auslösen, und die Versagensmechanismen nachzuvollziehen. Ist beides bekannt, können wirksame Schutzkonzepte entwickelt und die Wirtschaftlichkeit des Anlagenbetriebs gesteigert werden. Felddaten von Anlagenflotten im Betrieb und beobachtete Schadensverläufe liefern dafür wertvolle Informationen, die in einer systematischen Auswertung verdichtet werden und in die Entwicklung spezifischer Schutzmaßnahmen einfließen können.

 

Breit aufgestellte Ausfallursachenanalyse


Im Rahmen von gezielten Feldmessungen werden darüber hinaus Umgebungs- und Betriebsbedingungen ermittelt. Vor allem vergleichende Messungen auf Anlagen mit auffällig häufigen und mit besonders seltenen Ausfällen liefern wichtige Anhaltspunkte für die Ausfallursachenanalyse. Post-Mortem-Untersuchung defekter Komponenten mit laboranalytischen Methoden tragen ebenfalls wesentlich zur Ursachenklärung bei. In manchen Fällen ist es sinnvoll, ergänzend eine modellbasierte Analyse durchzuführen, um Effekte aus der hochdynamischen Wechselwirkung von mechanischen, elektrischen und Strukturkomponenten unter dem Einfluss von Wind, Netz und Anlagenregelung detaillierter zu betrachten.

 

Die Ergebnisse dieser Untersuchungen werden zusammengeführt und von einem interdisziplinären Team ausgewertet. Wenn die Hauptursachen für das Komponentenversagen identifiziert sind, werden auf dieser Grundlage in enger Zusammenarbeit mit dem Auftraggeber Schritte zur Steigerung der Zuverlässigkeit abgeleitet. Bei der Zusammenarbeit mit Betreibern und Service-Dienstleistern stehen dabei typischerweise Maßnahmen für

Bestandsanlagen (z.B. Retrofit-Lösungen, Veränderungen in der Instandhaltungspraxis) im Vordergrund, in Kooperationen mit Komponenten- oder Anlagenherstellern sind es dagegen Anpassungen von Neuanlagen (z.B. Änderungen von Design und Betriebsführung).

Die leistungselektronischen Frequenzumrichter in Windenergieanlagen führen die Ausfallstatistiken an und verursachen massive Reparaturkosten und Ertragseinbußen. Das Problem ist seit vielen Jahren bekannt, doch die Ausfallursachen sind nach wie vor nicht in ausreichendem Maße aufgeklärt. Für das Fraunhofer Innovationscluster „Leistungselektronik für regenerative Energieversorgung“ haben zahlreiche Unternehmen umrichterspezifische Ausfalldaten von über 2.700 Windenergieanlagen in 23 Ländern bereitgestellt, und damit eine umfassende Auswertung ermöglicht. Anhand dieser Daten wurde beispielsweise untersucht,

• welche Komponenten innerhalb der Umrichterschaltanlage durch ihre Ausfälle die höchsten jährlichen Reparaturkosten und Ertragseinbußen verursachen,

• ob sich hersteller- oder standortspezifische Unterschiede in den Ausfallraten zeigen,

• welche Designfaktoren einen statistisch signifikanten Effekt auf die Zuverlässigkeit von Komponenten haben,

• ob Früh-, Zufalls- oder degradationsbedingte Spätausfälle das Ausfallverhalten dominieren,

• ob zeitliche oder örtliche Muster im Ausfallverhalten erkennbar sind und mit Betriebs- oder Umgebungsbe-dingungen korrelieren

• inwieweit ein Zusammenhang zwischen der Betriebshistorie von Anlagen und dem Auftreten von Ausfällen besteht.

 

Die Auswertungen zeigten unter anderem, dass:

• Schäden an der Umrichterschaltanlage mit im Mittel 0,5 Ausfällen je Anlage und Jahr sehr häufig auftraten,

• die Phasenmodul-Komponenten, bestehend aus den Leistungshalbleitermodulen inkl. Treiberboards, Zwischenkreiskondensatoren und -verschienung, die Hauptkostentreiber waren,

• die Zuverlässigkeit dieser Umrichter-Kernkomponenten dabei in Anlagen, die nach 2010 in Betrieb genommenen wurden, im Mittel nicht höher war als die von 10 bis 15 Jahre älteren Anlagen,

• in Jahreszeiten mit hoher Luftfeuchtigkeit in verschiedenen Regionen deutliche Ausfallhäufungen aufgetreten sind.

Ein zentrales Fazit der Untersuchungen ist: Die im Feld beobachteten Ausfälle wurden durch andere Versagensmechanismen als allgemein angenommen ausgelöst - Ursache dafür waren nicht die aus anderen Leistungselektronik- Anwendungen bekannten Ermüdungseffekte. Vielmehr spielten Umgebungseinflüsse, insbesondere Feuchtigkeit und Betauung, dabei eine entscheidende Rolle. Die Methodik, die zur Ausfallursachen-analyse angewendet wird, eignet sich gleichermaßen für elektrische und mechanische Anlagenkomponenten und hat sich in beiden Bereichen bereits bewährt.

Weiterführende Informationen: Abschlussbericht zum Fraunhofer-Innovationscluster "Leistungselektronik für regenerative Energieversorgung".

Windenergie ist bereits eine der wirtschaftlichsten Formen der Stromproduktion aus regenerativen Quellen. Dennoch müssen weiterhin die Kosten gesenkt werden, um im Wettbewerb mit Photovoltaik und anderen günstigen Technologien bestehen zu können. Das Fraunhofer IWES entwickelt Methoden zur selbstständigen Anpassung einer individuellen Windenergieanlage an die Umweltbedingungen ihres Standorts sowie an die bereits erfolgte Schädigung. Diese Methoden führen zu einer verbesserten Materialausnutzung, geringerem Materialaufwand, effizienterer Instandhaltung und einer Steigerung der Leistungsfähigkeit.
 

Die Windbedingungen an einem Standort beeinflussen die Auslegung und Lebensdauer einer Anlage maßgeblich. Während der Entwicklung einer Anlage sind sie nur unzureichend bekannt, müssen aber dennoch berücksichtigt werden. Dies geschieht durch die Einordnung in eine der drei Standortklassen nach IEC61400-1. Innerhalb einer Klasse werden identische Anlagen mit minimalen Anpassungen an sehr unterschiedlichen Standorten betrieben. Die Anlagenauslegung orientiert sich dabei an den nominellen Standortbedingungen. Da die Anlagen immer den widrigsten Bedingungen einer Standortklasse standhalten können müssen, werden die meisten Anlagen überdimensioniert.

Längere Nutzungsdauer oder maximaler 20-Jahres-Ertrag?


Die betriebsfeste Auslegung geht üblicherweise von einer Mindestlebensdauer von 20 Jahren aus. Nach dem Ende der vorgesehenen Nutzungsdauer verbleibt zumeist eine nutzbare Restlebensdauer, die unter Umständen durch eine Laufzeitverlängerung erschlossen werden kann. Dafür muss jedoch für jede einzelne Anlage der Nachweis erbracht werden, dass sie weiterhin sicher betrieben werden kann. Eine Nutzungsdauerverlängerung ist aber nicht in jedem Fall möglich oder sinnvoll; zum Teil sprechen ökonomische, rechtliche oder technische Randbedingungen dagegen.

In diesen Fällen greift eine andere Betriebsstrategie: Mit den Anlagen soll während der vorab festgelegten Nutzungsdauer die maximale Energieausbeute erwirtschaftet werden. Die Leistungserhöhung einer Windenergieanlage, beispielsweise mithilfe einer hochdynamischen Regelung oder durch kurzzeitige Überlast, ist aber meistens nur auf Kosten eines erhöhten Verschleißes zu erreichen.

Dieser darf dabei nicht zu unerwarteten frühen Ausfällen führen, um die Zuverlässigkeit nicht zu beeinträchtigen. Im Idealfall wird die Leistung der Anlage daher genau so weit erhöht, dass die zulässige Schädigung über die gesamte Nutzungsdauer eingebracht wird. Damit wird die technisch erreichbare Lebensdauer der Anlage vollständig genutzt und zugleich der maximale Energieertrag erzeugt.

 

Automatisierte Anpassung an Standort und Schädigung

Das Fraunhofer IWES entwickelt zu diesem Zweck übergeordnete Regelungsstrategien für Windenergieanlagen. Sie erfassen den aktuellen Schädigungszustand der Anlage und führen diese Information in die Betriebsführung zurück. Diese geschlossene Zuverlässigkeits-Regelschleife beinhaltet die Erfassung des Schädigungszustands, die Bestimmung der notwendigen Anlagenkonfiguration und die Anpassung der Betriebsführung der Anlage. Zuverlässigkeitsregelung passt somit selbstständig das Verhalten einer Standard-Anlage an den individuellen Standort an.

Die Standortbedingungen werden über die reale Betriebshistorie, die Lasten und Schädigungen berücksichtigt. Steht die Anlage an einem Standort, an dem die Belastungen geringer ausfallen als bei der Auslegung kalkuliert, wird dies in eine dauerhafte Erhöhung der Leistungsfähigkeit der Anlage umgesetzt. Umgekehrt ist es auch möglich, eine Anlage mit nominell zu schwacher Auslegung an einem Standort mit leicht erhöhter Belastung zu betreiben; in diesem Falle wird selbstständig die Leistungsfähigkeit reduziert, um die gewünschte Nutzungsdauer einzuhalten. Eine automatisierte Zuverlässigkeitsregelung trägt auf mehrere Arten zu einer Reduktion der Stromgestehungskosten bei:

• reduzierte Investitionskosten durch bessere Materialausnutzung und geringeren Materialeinsatz

• Erhöhung der Leistungsfähigkeit einer Anlage, so dass die gewünschte Nutzungsdauer gerade noch sicher eingehalten wird. Dadurch wird die Streuung der Ausfallzeit reduziert, Sicherheitsfaktoren können gesenkt und die Anlage geringer dimensioniert werden

• bessere Planbarkeit und effizientere Durchführung von Instandhaltungsarbeiten, dadurch verringerte Betriebskosten. Kritische Komponenten oder die ganze Anlage werden gezielt geschont, damit der Eintritt eines Schadensfalls bis zu einer ohnehin anstehenden Wartung aufgeschoben wird

• alle Maßnahmen erhöhen den maximalen Energieertrag, was zu einer weiteren Senkung der Stromgestehungskosten beiträgt

Darüber hinaus ist eine Umsatzsteigerung möglich: die Balance zwischen eingebrachter Schädigung und Leistungsfähigkeit kann zugunsten der Leistung verschoben werden, so dass die Energieausbeute steigt. Auf diese

Weise können vorübergehend erhöhte Stromvergütungen gezielt genutzt werden, um den Gewinn zu steigern.

Für den Ausfall technischer Komponenten von Windenergieanlagen gibt es in den meisten Fällen vorausgehende Anzeichen. Werden diese frühzeitig detektiert und präventive Maßnahmen eingeleitet, können kostspielige, schwere Schäden und mögliche Folgeschäden verhindert werden.

Neben geringeren Reparaturkosten bietet die kontinuierliche Zustandsüberwachung außerdem den Vorteil, Instandhaltungseinsätze besser planbar zu machen. Dies führt zu kürzeren Stillstandzeiten der Anlagen und reduzierten Ertragsausfallkosten. In Einzelfällen, wie z.B. der Detektion von Unwuchten oder Fehlausrichtungen im Triebstrang, lässt sich auf Grundlage von Messungen zur Zustandsüberwachung sogar die Entstehung von Schäden vermeiden.

 

Zuverlässiges CMS/ SHM sichert wirtschaftlichen Anlagenbetrieb

Condition-Monitoring-Systeme (CMS), die im Fall von Strukturkomponenten auch als Structural-Health-Monitoring-Systeme (SHM) bezeichnet werden, spielen somit für die technische Verfügbarkeit von Windenergieanlagen eine zentrale Rolle: Sie ermöglichen eine zustandsorientierte Instandhaltung, die Ausfällen vorbeugt und zugleich die volle Ausnutzung der Lebensdauer von Komponenten erlaubt.

Bei den gegenwärtig verwendeten Monitoring-Systemen und ihrer Sensorik beklagen Anwender jedoch eine teilweise unzulängliche Zuverlässigkeit und Detektionsperformanz. Aufwändige regelmäßige Inspektionen, z.B. von Rotorblättern und Offshore-Tragstrukturen, sind damit weiterhin unverzichtbar. Für zahlreiche reparaturkostenintensive Komponenten wie beispielsweise Frequenzumrichter oder Rotorblattlager gibt es bisher zudem keine Systeme für eine verlässliche Zustandsüberwachung – somit kann ihre Instandhaltung derzeit nicht zustandsorientiert erfolgen.


Unterstützung bei Bewertung und Auswahl von Monitoring-Systemen


Das Fraunhofer IWES unterstützt Projektentwickler und Betreiber bei einer unter wirtschaftlichen und technischen Gesichtspunkten sinnvollen Auswahl von CMS- bzw. SHM-Systemen. Hierbei kann auf Grundlage von Felddaten z.B. eine systematische Bewertung der Detektionsperformanz (bzgl. Fehlerdetektions- und False Alarm-Raten sowie Frühzeitigkeit der Fehlererkennung) erfolgen oder eine probabilistische Kosten-Nutzen-Analyse von Monitoring-Systemen vorgenommen werden.
 

Neue Wege zu innovativen Lösungen

Durch den Betrieb seiner Großprüfstände hat das Fraunhofer IWES über Jahre unterschiedlichste CMS-/SHM- und Sensorsysteme zur Versuchsüberwachung und Fehlerfrüherkennung eingesetzt. Auf Basis dieser Betriebserfahrung wurden innovative Monitoring-Verfahren und -Systeme entwickelt und verfeinert. Darüber hinaus arbeiten sie an der Entwicklung geeigneter Methoden für die Überwachung von Schraubverbindungen an Turmsegmenten und Rotorblattflanschen, kostengünstiger Strukturüberwachung ganzer Türme und Rotorblätter, Schmierfilmüberwachung in Großlagern und Fehlerfrüherkennung in Frequenzumrichtern.

Ein neuartiger, vielversprechender Ansatz wird mit einem modellbasierten, sensorgestützten Condition-Monitoring-System verfolgt. Es basiert auf einem kontinuierlichen Abgleich zwischen der Windenergieanlage im Feld und einem echtzeitfähigen, mathematischen Beobachtermodell der Anlage, das parallel zum Betrieb auf der Steuerung das Anlagenverhalten nachbildet.

Nutzung von Betriebsdaten zur Fehlerfrüherkennung

Eine verbesserte und auf zusätzliche Anlagenkomponenten ausgeweitete Zustandsüberwachung erfordert nicht unbedingt zusätzliche Sensorik. Die heutige Standard-Instrumentierung erhebt Betriebsdaten, die ebenfalls für die Fehlerfrüherkennung genutzt werden können. Der geringe Informationsgehalt von über 10-Min.-Intervalle gemittelten Daten hat die Möglichkeiten dafür in der Vergangenheit stark begrenzt.

In der Nutzung der heute in hoher zeitlicher Auflösung verfügbaren Betriebsdaten sehen Expertinnen des Fraunhofer IWES ein beträchtliches Potenzial. Für seine Erschließung ist die Erarbeitung und Erprobung geeigneter Auswertungsverfahren ein wichtiges Gebiet für die anwendungsnahe Forschung. Gemeinsame Methodenentwicklung bietet das Institut dabei nicht nur im Bereich der Fehlerdetektion und -diagnose an, sondern auch auf dem Gebiet der CMS-Daten-basierten Restlebensdauerprognose.

Akkreditierte Lastenmessungen nach IEC 61400-13 nimmt das Fraunhofer IWES an verschiedenen Anlagen im Feld vor, z.B. an einer 8 MW-Forschungsanlage in Bremerhaven. Daran werden unter anderem auftragsbezogen Sensorsysteme getestet.

Im Rahmen der Lastenvermessung werden schadensäquivalente Lastkollektive berechnet (normierte Schädigungen), die die bisher erfahrene Schädigung durch Schwingungen quantifizierbar macht. Im Rahmen einer kurzen Messkampagne und der Begutachtung historischer Wetterdaten sollen künftig auch Aussagen zur Restlebensdauer der Windenergieanlage möglich werden.

Das Fraunhofer IWES hat in zahlreichen Kampagnen und Forschungsprojekten ein fundiertes messtechnisches Know-how aufgebaut, um Messdaten systematisch auswerten und interpretieren zu können: Betriebsdaten werden zu Ereignissen verdichtet, um eine Fehlerfrüherkennung zu gewährleisten oder nach einem aufgetretenen Schaden die Ursache zu finden und wirksame Schutzkonzepte zu entwickeln.

Die Forschungsanlage wird intensivst vermessen und die Betriebsdaten hochfrequent gespeichert, so dass aus den hier erlangten multiplen Messdaten Fehlerursachenanalysen und Fehlerfrüherkennungs-Methodiken anhand von realen Felddaten optimiert werden können.

Dabei werden immer wieder neue Sensoren eingesetzt, neue Messpunkte ausgestattet und Systeme erprobt. Grundsätzlich können je nach Kundendefinition Kampagnen aufgesetzt werden, die spezifische Faktoren erfassen, unter anderem Belastungszustände, Vibrationen, Temperaturen, Neigungen etc.

Durch den Zugriff auf Daten einer 8 MW-Forschungsanlage kann das Fraunhofer IWES einen Abgleich von Betriebsdaten aus dem Feld mit den Ergebnissen aus den Großprüfständen durchführen, um Prüfmethoden weiter zu verbessern und besonders realistisch zu gestalten. Werden neue Anlagendesigns durch die experimentelle Überprüfung von Lastannahmen und beschleunigten Tests in den Großprüfständen systematisch validiert, minimiert sich das Risiko für die Markteinführung von Windenergieanlagen der nächsten Generation.

Feldmessungen liefern die Eingangsdaten, um die Ausfallursachenanalyse, die Zuverlässigkeit von Blattlagern, die Zuverlässigkeitsregelung und den Einsatz von Zustandsüberwachungssystemen zur Fehlerfrüherkennung zu bewerten und zu verbessern. Damit werden die Erfahrungen aus dem Feld zurück in die Forschung gebracht.

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