Wind-turbine wake effects on the rate of accumulation of fatigue damage in overhead conductors

Windkanalexperimente unter Verwendung von verteilter faseroptischer Sensorik zeigen, dass unter bewaldeten atmosphärischen Bedingungen oberirdische Leiter, die unterhalb oder teilweise außerhalb des Nachlaufs einer Windkraftanlage positioniert sind, einen reduzierten oder handhabbaren Ermüdungsschaden erfahren können, was darauf hindeutet, dass die aktuelle britische Sicherheitsrichtlinie zur Einhaltung eines Abstands von drei Rotordurchmessern potenziell reduziert werden könnte.

Das Wesentliche

Stellen Sie sich einen riesigen, unsichtbaren Fluss aus Luft vor, der über das Land fließt. Manchmal ist dieser Fluss glatt; manchmal ist er unruhig und wild. Stellen Sie sich nun eine Windkraftanlage vor, die in diesem Fluss steht. Während die Turbine rotiert, um den Wind einzufangen, hinterlässt sie ein „Nachlauf“ (Wake) – eine turbulente, wirbelnde Spur gestörter Luft, ganz ähnlich wie das Kielwasser, das ein Boot im Wasser hinterlässt.

Die Frage, die diese Forschung stellt, lautet: Was passiert mit den Stromleitungen (Freileitungen), die durch diesen turbulenten Nachlauf verlaufen?

Im Vereinigten Königreich besagen die aktuellen Sicherheitsregeln, dass Stromleitungen mindestens dreimal so weit von der Breite der Rotorblätter einer Windkraftanlage entfernt sein müssen. Die Befürchtung ist, dass die unruhige Luft im Nachlauf die Drähte so heftig erschüttern wird, dass sie schließlich durch Materialermüdung brechen – wie eine Büroklammer, die immer wieder hin und her gebogen wird.

Doch bis jetzt hatte niemand ein detailliertes, hochmodernes Experiment durchgeführt, um zu sehen, ob diese Regel tatsächlich auf physikalischen Grundlagen beruht oder nur eine Vermutung ist. Dieses Papier beschreibt jenes Experiment.

Das Experiment: Eine Miniaturwelt

Die Forscher bauten eine maßstabsgetreue Version der Welt in einem Windkanal am Imperial College London nach.

• Die Windkraftanlage: Sie verwendeten ein verkleinertes Modell einer echten Turbine.
• Die Stromleitung: Anstelle eines schweren Stahlkabels verwendeten sie ein flexibles Gummikabel (EPDM), das sich bei Vibrationen ähnlich wie ein echter Draht verhält.
• Die „Augen“: Um genau zu sehen, wie der Draht schwankte, klebten sie einen speziellen Glasfaserkabel entlang der gesamten Länge. Dieser Faden fungiert wie ein supersensibles Nervensystem, das jede winzige Dehnung und Spannung an tausenden Punkten entlang des Drahtes fühlt.

Sie testeten das Kabel in verschiedenen Höhen und in unterschiedlichen Abständen hinter der Turbine (1,5, 2, 3 und 4 Mal die Breite der Turbine). Dabei hielten sie die Windgeschwindigkeit konstant, um einen windigen Tag zu simulieren.

Die überraschenden Ergebnisse

1. Die Klemmstelle ist die Schwachstelle
Genau wie eine Gitarrensaite dort am stärksten belastet wird, wo sie an der Brücke befestigt ist, ist die Stromleitung genau dort am stärksten beansprucht, wo sie am Mast geklemmt ist. Die Forscher fanden heraus, dass dies die kritische Stelle ist, an der der Draht am wahrscheinlichsten brechen wird.

2. Der Nachlauf macht die Dinge nicht immer schlimmer
Man würde erwarten, dass der turbulente Nachlauf den Draht immer stärker erschüttert. Aber die Ergebnisse ähnelten eher einem „Goldlöckchen-Spiel“ (Goldilocks-Prinung):

• Hoch oben (nahe dem Zentrum der Turbine): Wenn der Draht hoch oben, direkt in der Mitte des Nachlaufs war, verstärkte die Turbulenz das Schwanken. Dies ist das „schlechte“ Szenario, in dem die Ermüdungsschäden schneller akkumulieren.
• Tief unten (nahe dem Boden): Wenn der Draht tiefer, näher am Boden war, machte der Nachlauf die Situation tatsächlich weniger gefährlich. Die Forscher glauben, dass der Boden wie eine Wand wirkt, die die Luft zwischen dem Boden und dem Nachlauf „zusammendrückt“. Dies erzeugt einen schnelleren, glatteren Luftstrom, der den Draht im Vergleich zum wilden, ungehinderten Wind tatsächlich beruhigt.
• Der „Sweet Spot“: Der gefährlichste Ort war nicht unbedingt der am nächsten gelegene Abstand. Für Drähte in bestimmten Höhen verursachte ein Abstand von zwei Turbinenbreiten das stärkste Schwanken und die meisten Schäden.

3. Die 3-Abstands-Regel könnte zu konservativ sein
Die aktuelle britische Regel besagt: „Bleibe 3 Breiten entfernt.“ Die Studie deutet darauf hin, dass diese Regel für Drähte, die tiefer zum Boden liegen, zu streng sein könnte.

• Wenn ein Draht tief liegt, könnte es tatsächlich sicherer sein, näher als 3 Breiten entfernt zu sein (wie z. B. 1,5 oder 2 Breiten), weil der Draht nicht vollständig in den schlimmsten Teil des Nachlaufs eintaucht.
• Die „3-Breiten“-Marke ist keine magische Linie, an der Gefahr plötzlich erscheint oder verschwindet. Die Gefahr hängt völlig davon ab, wie hoch der Draht ist und wie tief er im Nachlauf liegt.

Die große Analogie

Stellen Sie sich den Nachlauf der Windkraftanlage wie eine chaotische, wirbelnde Tanzfläche vor.

• Wenn Sie genau in der Mitte der Tanzfläche stehen (hoher Draht), werden Sie viel angestoßen und herumgestoßen, und Sie könnten schnell ermüdet sein (Ermüdung).
• Wenn Sie am Rand des Raumes, nahe der Wand stehen (tiefer Draht), könnten die Tänzer (der Wind) Sie sogar weg vom Chaos drücken, oder die Wand könnte die schlimmsten Stöße abblocken. In einigen Fällen ist es sicherer, näher an der Wand zu stehen, als weiter draußen im offenen Raum zu stehen.

Das Fazrazit

Das Papier kommt zu dem Schluss, dass die „Einheitsregel“, 3 Turbinenbreiten Abstand zu halten, für nicht alle Stromleitungen notwendig sein könnte. Wenn der Draht tief zum Boden liegt, könnte es sicher sein, ihn näher an der Turbine zu bauen, ohne besorgt zu sein, dass er durch Windermüdung bricht. Entscheidend ist das Verständnis, dass der Wind in jeder Höhe nicht auf die gleiche Weise reagiert.

Kurz gesagt: Der Nachlauf der Windkraftanlage ist ein komplexes, wirbelndes Chaos. Manchmal lässt er die Stromleitungen stärker schwanken, aber manchmal – insbesondere bei Leitungen, die näher am Boden liegen – lässt er sie tatsächlich weniger schwanken. Die alte Regel „Bleib weit genug entfernt“ könnte für einige Leitungen sicherer als nötig sein, was potenziell Platz und Kosten für neue Energieprojekte einsparen könnte.

Technische Zusammenfassung

Technische Zusammenfassung: Auswirkungen des Windturbinen-Nachlaufs auf die Rate der Ermüdungsschädigung von Freileitungen

Problemstellung
Der globale Übergang zu Netto-Null-Emissionen treibt eine gleichzeitige Expansion der Onshore-Windenergienutzung und des Ausbaus neuer Freileitungen voran. Diese Konvergenz macht die räumliche Nähe von Windturbinen und Freileitungen (Overhead Conductors, OHCs) erforderlich. Die derzeitigen Leitlinien bezüglich des minimalen Sicherheitsabstands zwischen diesen Anlagen variieren je nach Jurisdiktion erheblich; so empfiehlt beispielsweise das Vereinigte Königreich einen Mindestabstand von drei Rotordurchmessern (3D), um die durch den Nachlauf induzierte Ermüdung zu mildenßen, während andere Nationen andere oder gar keine spezifischen aerodynamischen Leitlinien anbieten. Trotz der wirtschaftlichen Auswirkungen der Durchsetzung dieser Abstände bleibt die physikalische Grundlage für die 3D-Empfehlung weitgehend durch hochauflösende experimentelle Daten unverifiziert. Vorherige Studien stützten sich auf grobe Modellierungen oder begrenzte Feldmessungen mit großen Unsicherheiten und kamen oft zu dem Schluss, dass die Auswirkungen des Nachlaufs auf die Ermüdung minimal seien, versäumten es jedoch, die konkurrierenden Mechanismen von Geschwindigkeitsdefiziten im Nachlauf und erhöhter Turbulenzintensität aufzulösen.

Methodik
Um diese Lücke zu schließen, führten die Autoren hochauflösende Windkanalexperimente am Imperial College London durch, die die Interaktion zwischen dem Nachlauf einer Windturbine und einer Freileitung unter bewaldeten atmosphärischen Bedingungen simulieren.

• Experimenteller Aufbau: Ein skalierter Windturbinen-Modell (Rotordurchmesser $D = 500$ mm) wurde stromaufwärts eines instrumentierten Leiter-Modells platziert. Der Aufbau simulierte die Gordon Bush Windfarm in Schottland und replizierte bewaldetes Gelände mittels Counihan-Typ-Spiren, einem Zaun und oberflächenmontierten Würfel-Rauigkeiten, um einen Hellmann-Exponenten von $\alpha = 0,22$ zu erreichen.
• Skalierung und Parameter: Die Experimente hielten die geometrische Ähnlichkeit für den Abstand zwischen Turbine und Leiter ($x_C$) und die Leiterhöhe ($H$) relativ zum Turbinendurchmesser ein. Es wurden drei Leiterhöhen getestet ($H/D \in \{0,25; 0,475; 0,925\}$) sowie vier Abstände evaluiert ($x_C/D \in \{1,5; 2; 3; 4\}$), neben einer Baseline ohne Turbine. Die einfallende Windgeschwindigkeit auf den Leiter wurde auf $7$m s$^{-1}$ fixiert, ein Wert, der den oberen Bereich des typischerweise für Äolische Vibrationen verantwortlichen Bereich repräsentiert.
• Instrumentierung: Eine entscheidende Innovation war die Verwendung von verteilter faseroptischer Dehnungsmessung basierend auf Rayleigh-Rückstreuung (RBS). Eine optische Faser wurde an den Leiter gebondet, was räumlich aufgelöste Dehnungsmessungen mit einer Auflösung von 2,6 mm entlang der gesamten 1,125 m langen Spannweite ermöglichte. Dies erlaubte die Erfassung sowohl mittlerer als auch fluktuierender Dehnungen mit hoher räumlicher Treue und überwand damit die Einschränkungen diskreter Dehnungsmessstreifen.
• Ermüdungsanalyse: Die Dehnungsdaten wurden mittels Rainflow-Zählung verarbeitet, um Spannungszyklen zu dekomponieren. Eine relative Ermüdungsschädigungsmetrik ($D_{rel}$) wurde unter Verwendung einer Potenzgesetz-Formulierung berechnet ($D_{rel} = \sum n_i (\Delta \sigma_b)^m$) mit den Exponenten $m=1,5$ und $m=2$, um die unbekannten Materialeigenschaften des EPDM-Gummimodells zu berücksichtigen, welches ausgewählt wurde, um das Signal-Rausch-Verhältnis zu verbessern und gleichzeitig die dynamische Ähnlichkeit beizubehalten.

Wesentliche Ergebnisse
Die Studie lieferte kritische Erkenntnisse über die Wechselwirkung zwischen Windturbinen-Nachlauf und Leiterermüdung:

1. Kritischer Dehnungsort: Die höchsten mittleren Dehnungen wurden konsistent in einem Bereich unmittelbar neben der Leiterklemme ($L_c$) beobachtet, in dem sich das Kabel wie ein vibrierender freier Balken verhält. Dieser Bereich wird als der am stärksten durch Ermüdungsversagen gefährdete Bereich identifiziert.
2. Verhalten der mittleren Dehnung: Die Anwesenheit einer stromaufwärts gelegenen Windturbine erhöhte die mittlere Dehnung an der kritischen Klemmenposition gegenüber der Baseline ohne Turbine nicht wesentlich. Tatsächlich nahm die mittlere Dehnung für Leiter, die vollständig im Nachlauf liegen (nahe der Nabenhöhe), ab. Für niedrigere Leiterhöhen induzierte die Anwesenheit der Turbine manchmal einen „Quetsch-Effekt“ zwischen dem Nachlauf und dem Boden, was die Dehnung bei geringen Abständen ($1,5D$ und $2D$) leicht erhöhte, wobei diese Zunahmen marginal waren.
3. Fluktuierende Dehnung und Äolische Vibration: Die fluktuierenden Dehnungen wurden primtär durch äolische Vibrationen (Wirbelinduzierte Schwingung) und nicht durch turbulente Böen dominiert. Der Nachlauf der Turbine erhöhte im Allgemeinen die Amplitude dieser Vibrationen, reduzierte jedoch deren charakteristische Frequenz aufgrund des Geschwindigkeitsdefizits im Nachlauf.
   • Wenn der Leiter vollständig im Nachlauf liegt (Nabenhöhe), nahm die fluktuierende Dehnung zu, wenn die Turbine weiter stromaufwärts positioniert wurde (Nachlauf-Erholung), blieb jedoch unter den Baseline-Werten.
   • Für niedrigere Leiterhöhen führten die geringsten Abstände ($1,5D$ und $2D$) zu einer leichten Zunahme der fluktuierenden Dehnung, während Abstände von $3D$ und $4D$ die Dehnungsschwankungen oft unter die Baseline-Werte reduzierten.
4. Akkumulation der Ermüdungsschädigung: Die kumulative Ermüdungsschädigung hing stark von der Leiterhöhe und dem Abstand ab:
   • Vollständig eingetaucht (Nabenhöhe): Die Raten der Ermüdungsschädigung nahmen zu, wenn der Leiter vollständig im Nachlauf lag, wobei die maximale Schädigung bei einem Abstand von $2D$ auftrat.
   • Niedrigere Höhen: Entgegen der Annahme, dass die Nähe stets das Risiko erhöht, erfuhren niedrigere Leiterhöhen bei näherer Platzierung an der Turbine (speziell bei $1,5D$ und $2D$) eine reduzierte Akkumulation der Ermüdungsschädigung im Vergleich zur Baseline.
   • Die 3D-Schwelle: Die Daten zeigten keine spezifische Diskontinuität oder ein „besonderes“ Verhalten in der mechanischen Antwort oder der Schädigungsakkumulation bei dem derzeit im Vereinigten Königreich empfohlenen Abstand von $3D$.

Bedeutung und Behauptungen
Die Autoren behaupten, dass diese Ergebnisse die erste physikalische Grundlage liefern, die aus kontrollierten, hochauflösenden Experimenten stammt und die universelle Gültigkeit der aktuellen 3D-Abstandsempfehlung infrage stellt. Die Studie legt nahe, dass unter bewaldeten atmosphärischen Bedingungen die Annahme, dass ein Windturbinen-Nachlauf die Ermüdung unweigerlich beschleunigt, nicht korrekt ist. Insbesondere:

• Machbarkeit näherer Abstände: Die Arbeit kommt zu dem Schluss, dass Leiter-Turbinen-Abstände, die kleiner als die aktuelle 3D-Empfehlung sind, machbar sein können, sofern der Leiter nicht vollständig in den Nachlauf der Turbine eintaucht. In solchen Fällen kann das Geschwindigkeitsdefizit des Nachlaufs die Ermüdungsschädigung im Vergleich zum ungehinderten Fluss tatsächlich reduzieren.
• Kontextabhängiges Risiko: Das Risiko eines Ermüdungsversagens ist keine einfache Funktion des Abstands, sondern wird stark durch die Höhe des Leiters relativ zur Nachlaufstruktur moduliert. Der als „am gefährlichsten“ identifizierte Ort war der $2D$-Abstand stromabwärts für Leiter, die vollständig im Nachlauf liegen, was wahrscheinlich auf den Zerfall großskaliger kohärenter Bewegungen (z. B. Spitzenwirbel) in der Übergangszone zurückzuführen ist.
• Einschränkungen: Die Autoren räumen bescheiden Einschränkungen ein, einschließlich der Verwendung eines EPDM-Gummimodells (das sich in den Materialeigenschaften von echten Aluminiumleitern unterscheidet) und der Frequenzganglimits des RBS-Systems, welches die hochfrequenten Wirbelablösungen nicht auflösen, aber die dominanten Eigenfrequenzmoden erfassen konnte.

Zusammenfassend argumentiert die Arbeit, dass die pauschale Anwendung einer 3D-Sicherheitsmarge für Leiter, die sich unterhalb der Windturbinen-Nabenhöhe befinden, möglicherweise zu konservativ ist, was eine effizientere Landnutzung bei der Entwicklung von Infrastrukturen für erneuerbare Energien ermöglichen könnte.