Restlebensdaueranalysen für Windturbinengetriebe

Use Case: Wie Winergy’s Digital Gearbox einen Windpark in den USA optimiert

Die Anforderungen an die Instandhaltung von Windparks werden weltweit immer spezifischer. Die tatsächliche Restlebensdauer einer Windkraftanlage kann je nach Einsatzbedingungen von den erwarteten zwanzig Jahren nach oben oder unten abweichen. Dasselbe gilt für die Getriebe in den Turbinen. Hier bieten sich Chancen der Leistungsoptimierung. Mit Winergy‘s Digital Gearbox können Windparkbetreiber dazu befähigt werden, die Restlebensdauer (RUL; Remaining Useful Life) ihrer Getriebe zu prognostizieren, um deren Leistungsfähigkeit sicherzustellen, ihre Instandhaltungsplanung zu optimieren und Kosten zu reduzieren. Winergy und Siemens PLM Software haben dazu einen Ansatz entwickelt, die Getriebe-RUL eines gesamten Windparks zu bestimmen, indem historische Winddaten, ein digitaler Zwilling des Getriebes sowie Design- und Materialeigenschaften der rotierenden Getriebeteile analysiert werden.

Ziel: Ertragsmaximierung

  • Möglichkeit der Leistungsupgrades von Getrieben
  • Identifikation von Bedarfen der Leistungsabstufung (Downrates)
  • Unbekannte und ungewollte Abnormalitäten ermitteln
  • Überlasten im Triebstrang vermeiden

PILOTPROJEKT: UMFANG UND DATENBASIS

Innerhalb des Projektes galt es eine Zuverlässigkeitsanalyse von 78 Winergy Getrieben in 1,5 MW Windturbinen eines Windparks in den USA, der 2009 in Betrieb genommen wurde, durchzuführen. Den Fokus bildeten Verzahnungen und Lager. Neben Winergy waren an dem Projekt Siemens PLM Software und der Windparkbertreiber beteiligt.

Aufgabenstellung:

  • Bestimmung der Restlebensdauer von Verzahnungen und Lagern
  • Früherkennung drohender Getriebefehler auf Basis von SCADA Daten

Aufgrund spezifischer Lasten während der Lebensdauer der Getriebe wurden folgende Typen von Daten berücksichtigt: Mit Hilfe von SCADA Daten und einem MKS-Modell (Multikörpersimulation) wurden hochaufgelöste Lastfälle generiert und bewertet. Diese Daten sind Basis für die theoretische Lebensdauerberechnung.

Starke Dynamiken und Volatilitäten während des Betriebs eines Windparks werden in der Regel innerhalb von SCADA Daten nicht erfasst und abgebildet. Dies reicht nicht aus, um die tatsächliche Be- und Auslastung eines Getriebes zu ermitteln. Zur Aufnahme der auftretenden Lasten am Getriebe, kann der Drehmomentsensor von Winergy Abhilfe schaffen.

Die gewonnenen Daten bilden die Basis, um einen digitalen Zwilling des Getriebes aufzubauen. Dabei werden reale Lasten auf das Getriebe durch den Turbinenbetrieb mit der Lastenkapazität des Getriebes verglichen. Diese Lastenkapazität wurde in der Designphase der Getriebe festgelegt. Der digitale Zwilling ermöglicht RUL Berechnungen wesentlicher Komponenten des Getriebes. Diese Analyse bietet die Möglichkeit Fehler im Voraus zu erkennen und Betriebs- und Wartungskosten zu reduzieren.

Projektspezifische Ergebnisse

Für die 78 Getriebe der 1,5 Megawattklasse wurde ein zusätzliches Potential von ca. 90.000 MWh über die Gesamtlebensdauer ermittelt. Hierzu müssten 52 Getriebe aufgrund bestehender stiller Reserven ein Uprate von bis zu 3,9 Prozent erhalten. Daneben lautet die Empfehlung, dass 26 Getriebe bis zu 1,9 Prozent heruntergestuft werden aufgrund bestehender Überlasten, die tatsächlich in dem Windpark auftreten und vorher nicht bekannt waren.

Weiterhin kann eine Reduzierung der Betriebs- und Wartungskosten realisiert werden. Mit Hilfe von RUL Analysen können künftige Fehler frühzeitig ermittelt werden und Gegenmaßnahmen in Form von kostengünstigen Service Tätigkeiten (z.B. Endoskopie) eingeleitet werden bevor größere Schäden aufgrund ungewisser Lasten im Windpark entstehen.

Fazit und Ausblick

Für eine möglichst präzise RUL Kalkulation sollten tatsächlich auftretende mechanische Drehmomentdaten einbezogen werden. Das kann mittels eines validierten MKS Modells oder Daten eines Drehmomentsensors erreicht werden. Neben den Analysen kann Winergy diesen Drehmomentsensor mit höchster Genauigkeit anbieten.

Chancen zur Reduzierung der LCOE (Levelized Costs of Electricity):

  • Steigerung der jährlichen Energieerzeugungsmenge
  • OPEX Potential: Fehlervorhersage und -prävention durch geeignete Instandhaltungsmaßnahmen
  • Langfristiges Potential, verbesserte Antriebsstränge je nach Standort und Windpark einzusetzen: Bestmögliche Kombination verschiedener Antriebsstränge in einem Windpark je nach Standort (und damit Lasten) der individuellen Turbine

Beteiligte:

  • Siemens PLM Software: Bonnet, P.; Dekkers, R.; Hendicx, W., Vandermeulen, W.
  • Winergy: Egeling T.; Hidding, E.; Hövelbrinks, N.; Endemann, D.; Uhlending, M.

Bei weiteren Fragen können Sie uns jederzeit kontaktieren.