Turbulenzen lassen Rotoren von Windkraftanlagen schneller verschleißen
Kurze Böen belasten Windkraftanlagen stärker als gleichmäßiger Wind. Neue Modelle zeigen bislang unterschätzte Materialrisiken.
Die Rotoren moderner Windkraftanlagen verbiegen sich unter wechselnden Windkräften ständig, wodurch das Material mit der Zeit ermüdet und belastet wird. © Pexels
Windräder werden immer größer. Doch ihre größte Belastung entsteht oft nicht durch starken Dauerwind, sondern durch kurze Turbulenzen, die nur einzelne Teile des Rotors treffen. Neue Berechnungen zeigen, wie solche Böen Rotorblätter über Jahre ermüden und Schäden begünstigen können.
Für Betreiber, Hersteller und Stromkunden ist das wichtig. Wenn Bauteile früher verschleißen, steigen Wartungskosten und Ausfallrisiken.
Warum Turbulenzen Windkraftanlagen stärker zusetzen
Ein Rotor moderner Anlagen kann über 200 Meter Durchmesser erreichen. Die Rotorblätter schneiden gleichzeitig durch verschiedene Luftschichten. Der Wind verhält sich dabei selten gleichmäßig. Eine Böe trifft oft nur einen Teil der Fläche. Andere Bereiche bleiben ruhiger.
Diese Unterschiede erzeugen Spannungen im Material. Ein Teil des Rotors wird stärker gebogen, während andere Bereiche stabil bleiben. Diese ungleichmäßigen Kräfte beschleunigen die Materialermüdung.
Forschende der Carl von Ossietzky-Universität Oldenburg haben nun ein neues Modell entwickelt: „Wir stellen damit ein potenzielles Werkzeug für Belastungsabschätzungen zur Verfügung, das bei der Planung und Auslegung von Windkraftanlagen zum Einsatz kommen kann“, sagt Studienautor Joachim Peinke.
Neue Berechnung zeigt, wo Kräfte wirklich wirken
Viele gängige Modelle unterschätzen die Wirkung des Windes. „Bislang nehmen Hersteller der Einfachheit halber an, dass Böen immer gleichmäßig auf die gesamte Rotorfläche treffen“, erklärt Mitautor Jörg Schwarte. Bei großen Windkraftanlagen greift diese Annahme jedoch nicht mehr.
Das neue Modell erfasst erstmals, wie sich Wind über die gesamte Rotorfläche verteilt. Es nutzt ein einfaches, aber aussagekräftiges Prinzip: den sogenannten Druckschwerpunkt. Dieser zeigt, wo der Wind besonders stark auf den Rotor wirkt.
Wenn sich der Druck verschiebt, steigt die Belastung
Liegt der Wind gleichmäßig an, befindet sich dieser Druckschwerpunkt in der Mitte des Rotors. Trifft eine Böe nur einen Teil, verschiebt sich dieser Punkt nach außen. Dann entstehen besonders starke Kräfte. Wandert dieser Punkt, verbiegen sich die Rotorblätter stärker. Zusätzlich entsteht ein Drehmoment, das auf die gesamte Anlage wirkt.
Diese Belastungen bleiben oft unbemerkt. Aktuelle Steuerungssysteme erfassen solche lokalen Effekte kaum. An dieser Stelle setzt die neue Methode an.
Warum Material schneller ermüdet als erwartet
Die wiederholten Verformungen hinterlassen Spuren. Das Material gibt minimal nach. Mit der Zeit entstehen feine Risse. Diese wachsen weiter und können Bauteile schwächen. Besonders kritisch sind solche Effekte bei großen Anlagen. Dort summieren sich die Belastungen schneller.
Verstärkende Faktoren sind:
- schnelle Wechsel der Windrichtung
- unterschiedliche Windgeschwindigkeiten entlang des Rotors
- Verwirbelungen durch benachbarte Anlagen
Simulationen liefern genauere Prognosen
Das Forschungsteam nutzte umfangreiche Messdaten und Simulationen. Dazu gehörten historische Windmessungen aus Schleswig-Holstein sowie Daten moderner Anlagen. Mit diesen Informationen berechneten sie realistische Windfelder über der Rotorfläche. Dr. Jan Friedrich vom Institut für Physik und vom Zentrum für Windenergieforschung ForWind rekonstruierte daraus die Kräfte auf die Rotorblätter. Anschließend überprüften Simulationen, wie sich diese Kräfte auf die Struktur auswirken.
Die Berechnungen sind komplex. Dennoch entstand ein vereinfachtes Modell, das auch für lange Zeiträume nutzbar ist. Das ermöglicht Prognosen über Jahre hinweg.
Neue Modelle helfen bei Planung und Betrieb
Mit den Ergebnissen können Hersteller Belastungen besser einschätzen. Anlagen lassen sich gezielter auslegen. Wartung wird planbarer. „Diese Unsicherheiten zu reduzieren, wäre ein großer Gewinn, da frühzeitige Ausfälle von Bauteilen einen großen Kostenfaktor darstellen“, sagt Dr. Matthias Wächter, der ebenfalls an der Arbeit mitwirkte. Auch die Steuerung der Anlagen kann profitieren. Künftig könnten Systeme lokale Böen erkennen und schneller reagieren.
Die Entwicklung geht weiter zu immer größeren Anlagen. Moderne Offshore-Anlagen erreichen Leistungen von bis zu 20 Megawatt. Das reicht, um rund 200.000 Menschen mit Strom zu versorgen. Mit der Größe wachsen auch die Kräfte. Kleine Unterschiede im Wind wirken stärker. Wer diese Effekte berücksichtigt, kann Windkraftanlagen langfristig zuverlässiger betreiben.
Kurz zusammengefasst:
- Windkraftanlagen werden weniger durch gleichmäßigen Wind belastet als durch kurze, lokale Böen, die nur Teile des Rotors treffen und dadurch ungleichmäßige Kräfte im Material erzeugen.
- Diese ungleichen Belastungen führen über Zeit zu feinen Schäden und schnellerer Materialermüdung, vor allem bei großen Rotoren, die unterschiedliche Windverhältnisse gleichzeitig durchlaufen.
- Neue Modelle ermöglichen genauere Berechnungen und verbessern Planung, Wartung und Steuerung, sodass Risiken früher erkannt und Windkraftanlagen langlebiger betrieben werden können.
Übrigens: Während kurze Böen Windkraftanlagen unsichtbar belasten, bleiben viele Schäden lange im Inneren verborgen und erhöhen die Kosten. Ein neuer Roboter soll diese Schwachstellen früh erkennen und Wartung sicherer machen. Mehr dazu in unserem Artikel.
Bild: © Pexels
