DE102011052894A1

DE102011052894A1 - Verfahren und System zum Überwachen einer Windturbine

Info

Publication number: DE102011052894A1
Application number: DE102011052894A
Authority: DE
Inventors: Mallikarjuna Reddy D; Sujan Kumar Pal; Narasimhamurthy Raju Nadampalli
Original assignee: General Electric Co
Current assignee: General Electric Renovables Espana SL Es
Priority date: 2010-08-25
Filing date: 2011-08-22
Publication date: 2012-03-01
Anticipated expiration: 2031-08-23
Also published as: CN102539538A; US20110142621A1; US8043054B2; DK177922B1; DK201170440A; CN102539538B; DE102011052894B4

Abstract

Ein Überwachungssystem (200) für eine Windturbine (100), wobei das Überwachungssystem wenigstens einen akustischen Sensor (204) umfasst, der konfiguriert ist, eine akustische Emission zu messen, die von wenigstens einer Komponente der Windturbine (502) erzeugt wird, und ein Steuersystem, das konfiguriert ist, wenigstens eine Abnutzungscharakteristik der Komponente basierend auf der gemessenen akustischen Emission (504) zu berechnen. Die Abnutzungscharakteristik umfasst wenigstens eines der folgenden Elemente: gegenwärtiger Abnutzungsumfang der Komponente, Abnutzungsrate der Komponente, und vorhergesagter Abnutzungsumfang der Komponente.

Description

Hintergrund der Erfindung
Der hierin beschriebene Gegenstand betrifft im Allgemeinen Windturbinen und insbesondere ein Verfahren und System zum Überwachen einer Windturbine.
Eine Windturbine umfasst im Allgemeinen einen Rotor, der ein drehbares Nabenbauteil mit mehreren Rotorblättern aufweist. Die Rotorblätter wandeln Windenergie in ein mechanisches Drehmoment um, das über den Rotor einen oder mehrere Generatoren antreibt. Die Generatoren sind manchmal, aber nicht immer, mit dem Rotor über ein Getriebe in rotierender Weise verbunden. Das Getriebe erhöht die inhärent geringe Rotationsgeschwindigkeit des Rotors für den Generator, um auf effiziente Weise die mechanische Rotationsenergie in elektrische Energie umzuwandeln, die in ein Verbrauchernetzwerk über wenigstens eine elektrische Verbindung gespeist wird. Es existieren auch getriebefreie direkt angetriebene Windturbinen. Der Rotor, Generator, Getriebe und andere Komponenten, sind typischer Weise innerhalb eines Gehäuses oder einer Gondel befestigt, die auf der Spitze eines Turms positioniert ist.
Wenigstens einige bekannte Windturbinen umfassen eine oder mehrere Komponenten, wie zum Beispiel Lager, Getriebestufen, und/oder Rotorblätter, die über die Zeit hinweg abgenutzt oder beschädigt werden können. Um solchen Komponentenschaden zu entdecken, umfassen bekannte Windturbinen häufig ein Überwachungssystem, das die von den Komponenten während des Betriebs der Windturbine erzeugten Vibrationen misst. Solche Überwachungssysteme können komplex sein und/oder können erhebliche Rechenressourcen erfordern, um aus den gemessenen Vibrationen Schadensinformationen der Komponente herauszuziehen.
Kurze Beschreibung der Erfindung
Aus diesem Grund wird gemäß einer Ausführungsform ein Überwachungssystem für eine Windturbine zur Verfügung gestellt, das mindestens einen akustischen Sensor, der dazu konfiguriert ist, eine akustische Emission zu messen, die von wenigstens einer Komponente der Windturbine erzeugt wird, und ein Steuersystem umfasst, das konfiguriert ist, wenigstens eine Abnutzungscharakteristik der Komponente basierend auf der gemessenen akustischen Emission zu berechnen. Die Abnutzungscharakteristik umfasst wenigstens ein Element aus folgender Gruppe: ein gegenwärtiger Abnutzungsumfang der Komponente, eine Abnutzungsrate der Komponente, und ein vorhergesagter Abnutzungsumfang der Komponente.
In einer weiteren Ausführungsform wird ein Überwachungssystem für eine Windturbine zur Verfügung gestellt, das zumindest einen akustischen Sensor umfasst, der konfiguriert ist, eine akustische Emission zu messen, die von wenigstens einer Komponente der Windturbine erzeugt wird, und ein Kontrollsystem, das konfiguriert ist, wenigstens eine Abnutzungscharakteristik der Komponente basierend auf der gemessenen akustischen Emission zu berechnen. Die Abnutzungscharakteristik umfasst wenigstens ein Element der folgenden Gruppe: ein gegenwärtiger Abnutzungsumfang der Komponente, eine Abnutzungsrate der Komponente, und ein vorhergesagter Abnutzungsumfang der Komponente, wobei das Kontrollsystem konfiguriert ist, den Betrieb der Windturbine zu steuern und/oder die Abnutzungscharakteristik zu einem Datenverarbeitungssystem zu übertragen.
Gemäß einer weiteren Ausführungsform wird ein Verfahren zum Überwachen einer Windturbine zur Verfügung gestellt, das umfasst: Messen einer akustischen Emission, die von wenigstens einer Komponente der Windturbine erzeugt wird, und Berechnen wenigstens einer Abnutzungscharakteristik der Komponente basierend auf der gemessenen akustischen Emission. Die Abnutzungscharakteristik umfasst wenigstens ein Element folgender Gruppe: ein gegenwärtiger Abnutzungsumfang der Komponente, eine Abnutzungsrate der Komponente, und ein vorhergesagter Abnutzungsumfang der Komponente.
In einer weiteren Ausführungsform wird eine Windturbine zur Verfügung gestellt, die ein hierin beschriebenes Überwachungssystem umfasst, und/oder die dazu konfiguriert ist, gemäß dem hierein beschriebenen Verfahren zum Überwachen betrieben zu werden.
Die Erfindung richtet sich auch auf eine Vorrichtung zum Ausführen der offenbarten Verfahren und umfasst Vorrichtungsteile zum Ausführen jeder der beschriebenen Verfahrensschritte. Die Verfahrensschritte können mittels Hardwarekomponenten, einen durch entsprechende Software programmierten Computer, durch eine Kombination der beiden oder in jeglicher anderen Weise ausgeführt werden. Des Weiteren ist die Erfindung auch gerichtet auf Verfahren, nach denen die beschriebenen Vorrichtungen arbeiten, und/oder gemäß denen die beschriebenen Elemente zusammengebaut werden. Es umfasst Verfahrensschritte zum Ausführen von jeder Funktion der Vorrichtung.
Weitere Ausführungsformen, Aspekte und Details der Erfindung ergeben sich aus den abhängigen Ansprüchen, der Beschreibung und den Figuren.
Kurze Beschreibung der Zeichnungen
Bevorzugte Ausführungsformen der Erfindung werden in den begleitenden Figuren beschrieben, in denen:
1 ist eine perspektivische Ansicht einer beispielhaften Windturbine.
2 ist eine teilweise Schnittansicht einer beispielhaften Gondel, die zur Benutzung mit der in 1 gezeigten Windturbine geeignet ist.
3 ist eine schematische Ansicht eines beispielhaften Überwachungssystems, das zur Benutzung mit der in 1 gezeigten Windturbine geeignet ist.
4 ist ein schematisches Diagramm eines beispielhaften Systems zur Verarbeitung von akustischen Signalen, das zur Benutzung mit dem in 3 gezeigten Überwachungssystem geeignet ist.
5 ist ein schematisches Diagramm eines beispielhaften Schnittstellenmoduls, das zur Benutzung mit dem System zur akustischen Signalverarbeitung, das in 4 gezeigt ist, geeignet ist.
6 ist ein Flussdiagramm eines beispielhaften Verfahrens zum Überwachen einer Windturbine, das zur Benutzung mit dem in 3 gezeigten Überwachungssystem geeignet ist.
Detaillierte Beschreibung der Erfindung
Wie hierin beschrieben, misst ein Überwachungssystem eine oder mehrere akustische Emissionen, die von einer Komponente einer Windturbine erzeugt werden, und erzeugt ein Signal, das die gemessenen akustischen Emissionen darstellt. Gemäß einer Ausführungsform berechnet das Überwachungssystem eine Nulldurchgangsamplitude, eine Nulldurchgangsmaximalamplitude, eine Nulldurchgangsrate, eine Amplitude der akustischen Energie und/oder eine Frequenz der akustischen Energie von dem Signal basierend auf der gemessenen Rotationsgeschwindigkeit eines Rotors, eines geometrischen Parameters einer Komponente und dem Signal. Die Nulldurchgangsamplitude, die Nulldurchgangsmaximalamplitude, die Nulldurchgangsrate, die Amplitude der akustischen Energie und/oder die Frequenz der akustischen Energie werden benutzt, um eine oder mehrere Abnutzungscharakteristiken der Komponente zu bestimmen, wie zum Beispiel einen gegenwärtigen Abnutzungsumfang der Komponente, eine Abnutzungsrate der Komponente, und/oder einen zukünftigen oder vorhergesagten Abnutzungsumfang der Komponente. Der gegenwärtige Abnutzungsumfang, die Abnutzungsrate, und/oder der vorhergesagte Abnutzungsumfang können benutzt werden, den Betrieb der Windturbine zu steuern. Zum Beispiel kann der Betrieb eines Schmiersystems gesteuert werden, basierend auf dem gegenwärtigen Abnutzungsumfang, der Abnutzungsrate, dem vorhergesagten Abnutzungsumfang und/oder basierend auf einer gemessenen Temperatur des Schmierfluids.
1 ist eine perspektivische Ansicht einer beispielhaften Windturbine 100. In der beispielhaften Ausführungsform ist die Windturbine 100 eine Windturbine mit Horizontalachse. Die Windturbine 100 kann alternativ eine Windturbine mit vertikaler Achse sein. In der beispielhaften Ausführungsform umfasst die Windturbine 100 einen Turm 102, der von einer Auflagefläche 104 ragt und mit dieser verbunden ist. Der Turm 102 kann verbunden sein mit der Auflagefläche 104 über Ankerbolzen oder über ein Fundamentankerteil (nichts gezeigt). Eine Gondel 106 ist verbunden mit dem Turm 102, und einen Rotor 108 ist an die Gondel 106 angeschlossen. Der Rotor 108 umfasst eine drehbare Nabe 110 und eine Vielzahl von Rotorblättern 112, die mit der Nabe 110 verbunden sind. In der beispielhaften Ausführungsform hat der Rotor 108 drei Rotorblätter 112. In einer alternativen Ausführungsform umfasst der Rotor 108 eine geeignete Anzahl von Rotorblättern 112, die es der Windturbine ermöglichen, wie hierin beschrieben zu funktionieren. Der Turm 102 kann irgendeine geeignete Höhe und/oder eine geeignete Struktur aufweisen, der/die es ermöglicht, dass er wie hierin beschrieben funktioniert.
Die Rotorblätter 112 sind um die Nabe 110 herum verteilt, um es den drehenden Rotor 108 zu ermöglichen, dass dieser kinetische Energie in nutzbare mechanische Energie aus dem Wind überführt, und daraufhin in elektrische Energie. Der Rotor 108 and die Gondel 106 werden um den Turm 102 auf einer Azimutachse 116 gedreht, um die Ausrichtung der Rotorblätter 112 bezüglich der Windrichtung 114 zu steuern. Die Rotorblätter 112 werden mit der Nabe 110 verbunden, indem ein Blattwurzelteil 118 mit der Nabe 110 an einer Vielzahl von Lastenübertragungsregionen 120 befestigt wird. Die Lastenübertragungsregionen 120 weisen jeweils eine Nabenlastenübertragungsregion und eine Rotorblattlastenübertragungsregion auf (beide nicht in 1 gezeigt). Die auf die Rotorblätter 112 wirkenden Lasten werden auf die Nabe 110 über die Lastenübertragungsregionen 120 übertragen. Jedes Rotorblatt 112 umfasst auch ein Rotorblattspitzenteil 122.
In einer beispielhaften Ausführungsform haben die Rotorblätter 112 eine Länge, die zwischen 30 Metern (m) (99 feet (ft)) und ungefähr 120 m (394 ft) liegt. Die Rotorblätter 112 können alternativ jede geeignete Länge aufweisen, die es ermöglicht, dass die Windturbine 10 wie hierin beschrieben arbeitet. Zum Beispiel, können die Rotorblätter 112 jede geeignete Länge kleiner als 30 m oder größer als 120 m aufweisen. Wenn Wind 114 auf die Rotorblätter 112 fällt, wirken Auftriebskräfte auf das Rotorblatt 112, womit eine Drehung des Rotors 108 um eine Rotationsachse 124 induziert wird, da die Rotorblattspitzenteile 122 beschleunigt werden.
Ein Blattwinkel (nicht gezeigt) der Rotorblätter 112, d. h.,, ein Winkel, der die Orientierung der Rotorblätter 112 mit Bezug auf die Windrichtung 114 festlegt, kann durch eine Blattwinkelbauteil verändert werden (nicht gezeigt in 1). Insbesondere reduziert ein Vergrößern eines Blattwinkels des Rotorblattes 112 einen Betrag der Rotorblattoberfläche 126, die dem Wind 114 ausgesetzt ist, und auf der anderen Seite erhöht ein Reduzieren eines Blattwinkels eines Rotorblattes 112 einen Betrag der Rotorblattoberfläche 126, die dem Wind 114 ausgesetzt ist. Die Blattwinkel der Rotorblätter 112 werden um eine Blattwinkelachse 128 an jedem Rotorblatt 112 angepasst. In der beispielhaften Ausführungsform werden die Blattwinkel der Rotorblätter 112 individuell gesteuert.
2 ist eine teilweise Schnittansicht der Gondel 106 der beispielhaften Windturbine 100 (gezeigt in 1). Verschiedene Komponenten der Windturbine 100 sind in der Gondel 106 beinhaltet. In der beispielhaften Ausführungsform umfasst die Gondel 106 drei Blattwinkelbauteile 130. Jedes Blattwinkelbauteil 130 ist mit einem zugehörigen Rotorblatt 112 verbunden (gezeigt in 1) und stellt einen Blattwinkel des zugehörigen Rotorblatts 112 um die Blattwinkelachse 128 ein. In 2 ist nur einer der drei Blattwinkelbauteile 130 gezeigt. In der beispielhaften Ausführungsform umfasst jedes Blattwinkelbauteil 130 wenigstens einen Blattwinkelverstellmotor 131.
Wie in 2 gezeigt ist, ist der Rotor 108 rotierbar mit einem elektrischen Generator 132 verbunden, der innerhalb der Gondel 106 positioniert ist, und zwar über eine Rotorwelle 134 (manchmal auch als Hauptwelle oder Geringgeschwindigkeitswelle bezeichnet), eine Getriebe 136, eine Hochgeschwindigkeitswelle 138, und einer Kupplung 140. Die Rotation der Rotorwelle 134 treibt in rotierender Weise das Getriebe 136 an, das hierauf folgend die Hochgeschwindigkeitswelle 138 antreibt. Die Hochgeschwindigkeitswelle 138 treibt in rotierender Weise den Generator 132 über die Kupplung 140 an, und die Rotation der Hochgeschwindigkeitswelle 138 vereinfacht die Produktion von elektrischer Energie mit Hilfe des Generators 132. Das Getriebe 136 wird von einer Abstützung 142 getragen, und der Generator 132 wird von einer Abstützung 144 getragen. In der beispielhaften Ausführungsform nutzt das Getriebe 136 eine Zweipfadgeometrie, um die Hochgeschwindigkeitswelle 138 anzutreiben. Alternative Weise ist die Rotorwelle 134 direkt mit dem Generator 132 über die Kupplung 140 verbunden.
Die Gondel 106 umfasst auch einen Azimutverstellmechanismus 146, das die Gondel 106 und den Rotor 108 um eine Azimutachse 116 verstellt, um die Ausrichtung der Rotorblätter 112 bezüglich der Windrichtung 114 zu steuern. Die Gondel 106 umfasst auch wenigstens einen meteorologischen Mast 148, der eine Windfahne und Anemometer (nichts davon in 2 gezeigt) umfasst. Gemäß einer Ausführungsform stellt der meteorologische Mast einem Turbinensteuersystem 150 Information zur Verfügung wie zum Beispiel die Windrichtung und/oder die Windgeschwindigkeit. Das Turbinensteuersystem 150 umfasst einen oder mehrere Regler oder andere Rechner, die konfiguriert sind, Steueralgorithmen auszuführen. Der Begriff Prozessor, wie er hierin benutzt wird, umfasst jegliche programmierbaren Systeme, insbesondere Systeme und Mikrosteuerungen, RISC-Prozessoren („Reduced Instruction Set Circuits”), anwendungsspezifisch-integrierte Schaltungen („Application Specific Integrated Circuits”, ASIC), programmierbare Logikschaltungen („Programmable Logic Circuits”, PLC) und andere Schaltungen, die geeignet sind, die hierin beschriebenen Funktionen auszuführen. Die obigen Beispiele stellen lediglich Beispiele dar, und es ist nicht beabsichtigt, damit in irgendeiner Art und Weise die Definition und/oder Bedeutung des Begriffs Prozessor zu beschränken. Darüber hinaus kann das Turbinensteuersystem 150 ein SCADA-(„Supervisory Control and Data Acquisition”)Programm ausführen.
Das Blattwinkelbauteil 130 ist wirkverbunden mit dem Turbinensteuersystem 150. In der beispielhaften Ausführungsform umfasst die Gondel 106 auch das vordere Stützlager 152 und das hintere Stützlager 154. Das vordere Stützlager 152 und das hintere Stützlager 154 erleichtern die radiale Stützung und Ausrichtung der Rotorwelle 134. Das vordere Stützlager 152 ist mit der Rotorwelle 134 nahe der Nabe 110 verbunden. Das hintere Stützlager 154 ist positioniert auf der Rotorwelle 134 nahe des Getriebes 136 und/oder des Generators 132. Die Gondel 106 kann jegliche Anzahl von Stützlagern umfassen, die es der Windturbine 100 ermöglichen, wie hierin zu funktionieren. Der Rotorwelle 134, Generator 132, Getriebe 136, Hochgeschwindigkeitswelle 138, Kupplung 140 und jegliche zugehörige Befestigung, Abstützung, und/oder Sicherungseinrichtung wie zum Beispiel, aber nicht hierauf beschränkt, Abstützung 142, Abstützung 144, vorderes Stützlager 152 und hinteres Stützlager 154 werden manchmal auch als Antriebsstrang 156 bezeichnet.
3 ist ein schematisches Diagramm eines beispielhaften Überwachungssystems 200, das zur Benutzung mit der Windturbine 100 (gezeigt in 1) geeignet ist. Komponenten des Überwachungssystems 200, die identisch oder ähnlich zu Komponenten der Windturbine 100 sind, werden mit dem gleichen Referenzzeichen bezeichnet. In der beispielhaften Ausführungsform umfasst das Überwachungssystem 200 ein Schmiersystem 202, wenigstens einen akustischen Sensor 204, wenigstens einen Temperatursensor 206, und ein Datenverarbeitungssystem 208. Das Überwachungssystem 200 überwacht einen Betrieb des Schmiersystems 202 und/oder überwacht eine Rate der Abnutzung (oder „Abnutzungsrate”) der einen oder mehreren Komponenten der Windturbine 100, wie zum Beispiel ein vorderes Stützlager 152 und/oder hinteres Stützlager 154, einen Azimutverstellmechanismus 146 (alles gezeigt in 2), ein oder mehrere Blattverstelllager, ein Bremssystem, ein oder mehrere Gebläse, ein oder mehrere Lüfter (nichts in den Figuren gezeigt) und/oder irgendeine geeignete Komponente des Antriebsstrangs 156 und/oder der Windturbine 100. Der Begriff „Abnutzung”, wie er hierin benutzt wird, bezieht sich auf einen Verschleiß, einen Abrieb, und/oder eine Alterung der Komponente der Windturbine 100 und/oder eine Schädigung an der Komponente der Windturbine 100 aufgrund von Umweltbedingungen und/oder aufgrund von Reibung durch einen Betrieb der Windturbine 100.
In der beispielhaften Ausführungsform ist das Schmiersystem 202 mit dem Getriebe 136 und dem Turbinensteuersystem 150 verbunden. Das Schmiersystem 202 versorgt das Getriebe 136 mit einem Schmierfluid, wie zum Beispiel Öl und/oder irgendein geeignetes Fluid auf Basis von einem oder mehreren von dem Turbinensteuersystem 150 erhaltenen Signalen. Das Schmierfluid vermindert den Reibungskontakt und/oder den Abrieb zwischen Komponenten der Windturbine 100, wie zum Beispiel zwischen einem oder mehreren Lagern und Lagerstützstrukturen (nichts davon gezeigt) innerhalb des Getriebes 136. Alternativ oder zusätzlich versorgt das Schmiersystem 202 jede andere geeignete Komponente und/oder Systeme der Windturbine 100 mit Schmierfluid.
Das Überwachungssystem 200 weist eine oder mehrere akustische Sensoren 204 auf, die auf und/oder nahe der Windturbine 100 positioniert sind, wie zum Beispiel innerhalb der Gondel 106 (gezeigt in 1). Insbesondere ist in der beispielhaften Ausführungsform eine Vielzahl von akustischen Sensoren 204 verbunden mit und/oder positioniert nahe zu dem Getriebe 136, dem vorderen Stützlager 152, dem hinteren Stützlager 154, dem Azimutverstellmechanismus 146 (in 2 gezeigt), dem Generator 132, der Rotorwelle 134, der Hochgeschwindigkeitswelle 138 und/oder irgendeiner geeigneten Komponente auf oder innerhalb der Gondel 106 und/oder der Windturbine 100. In der beispielhaften Ausführungsform misst jeder akustische Sensor 204 die akustischen Emissionen, die von einer oder mehreren Komponenten innerhalb der Gondel 106 und/oder der Windturbine 100 erzeugt wurden, wie zum Beispiel der Komponenten, die mit den akustischen Sensoren 204 verbunden sind und/oder in der Nähe von ihnen positioniert sind. Darüber hinaus erzeugt jeder akustische Sensor 204 ein Signal, das die gemessenen akustischen Emissionen (hierin als „akustisches Signal” bezeichnet) darstellt, und überträgt es an das Turbinensteuersystem 150 und/oder irgendein geeignetes System. Damit messen die akustischen Sensoren 204 eine von einer akustischen Komponente erzeugte Energie im Gegensatz zu bekannten Vibrationssensoren, die den Umfang einer Vibration oder die Verschiebung in einer Komponente messen. Eine solche akustische Energie kann sich durch Luft und/oder durch ein anderes geeignetes Fluid in Form von einer oder mehreren Schall- und/oder Druckwellen ausbreiten.
In der beispielhaften Ausführungsform umfasst das Überwachungssystem 200 auch einen oder mehrere Temperatursensoren 206, die auf oder innerhalb der Gondel 106 und/oder der Windturbine 100 positioniert sind. Insbesondere ist in der beispielhaften Ausführungsform eine Vielzahl von Temperatursensoren 206 innerhalb des Schmiersystems 202 und/oder des Getriebes 136 positioniert und/oder mit ihm verbunden, um eine Temperatur des Schmierfluids zu messen. Alternativer Weise sind die Temperatursensoren 206 positioniert an irgendeinem geeigneten Ort innerhalb der Gondel 106 und/oder der Windturbine 100, der es ermöglicht, dass die Temperatursensoren 206 die Temperatur des Schmierfluids messen. In der beispielhaften Ausführungsform erzeugt jeder Temperatursensor 206 ein Signal, das die gemessene Schmierfluidtemperatur darstellt (hierin als „Temperatursignal” bezeichnet), und überträgt es zum Turbinensteuersystem 150 und/oder einem geeigneten System.
Wie hierin detaillierter beschrieben wird, verarbeitet das Turbinensteuersystem 150 ein oder mehrere von einem oder mehreren akustischen Sensoren 204 erhaltene akustische Signale, um einen Abnutzungsumfang zu bestimmen den ein oder mehrere Komponenten der Windturbine 100 aufweisen. Darüber hinaus verarbeitet das Turbinenkontrollsystem 150 ein oder mehrere von einem oder mehreren Temperatursensoren 206 erhaltene Temperatursignale, um zu bestimmen und/oder zu überwachen einen Status des Schmiersystems 202, wie zum Beispiel eine Temperatur, ein Viskositätsniveau und/oder eine Wirksamkeit des Schmierfluids. Das Turbinensteuersystem 150 steuert einen Betrieb des Schmiersystems 202 und/oder steuert einen Betrieb der Windturbine 100 basierend auf dem verarbeiteten akustischen Signal und/oder dem verarbeiteten Temperatursignal.
In der beispielhaften Ausführungsform ist das Turbinensteuersystem 150 zur Signalübertragung verbunden mit einem Datenverarbeitungssystem 208 über einen Datenbus 210, wie er in der 3 gezeigt ist. In der beispielhaften Ausführungsform ist das Datenverarbeitungssystem 208 ein Computer oder Server, der sich von der Windturbine 100 entfernt befindet, wie zum Beispiel innerhalb eines Windfarmsteuerzentrums 212. Alternativer Weise befindet sich das Datenverarbeitungssystem 208 an irgendeinem geeigneten Ort. Der Datenbus 210 ist ein SCADA („Supervisory Control And Data Acquisition”) Überwachungs- und Steuerbus oder irgendein geeigneter Bus und/oder Datenkanal. In der beispielhaften Ausführungsform überträgt das Turbinensteuersystem 150 Signale, wie zum Beispiel das Temperatursignal, das akustische Signal, ein oder mehrere Signale, die historische Werte des Temperatursignals darstellen, ein oder mehrere Signale, die historische Werte des akustischen Signals darstellen, und/oder andere geeignete Signale zum Datenverarbeitungssystem 208. Das Datenverarbeitungssystem 208 speichert die Daten von den Signalen in einem Speicher (nicht gezeigt) und/oder zeigt die Daten einem User auf einem Anzeigegerät (weder noch ist gezeigt). Die Daten können angezeigt werden in einem oder mehreren Diagramme, Funktionen, Wellenformen, Tabellen, und/oder anderen geeigneten Anordnungen von Grafiken und/oder Text. In der beispielhaften Ausführungsform überträgt das Datenverarbeitungssystem 208 auch Steuersignale zum Turbinensteuersystem 150, um einen Betrieb des Schmiersystems 202 und/oder einen Betrieb der Windturbine 100 basierend auf den erhaltenen Signalen zu steuern. Darüber hinaus kann das Datenverarbeitungssystem 208 Signale an andere Windturbinen, die ähnlich zur Windturbine 100 sind, übertragen und/oder Signale von diesen erhalten. Gemäß einer Ausführungsform kann das Datenverarbeitungssystem 208 Signale von verschiedenen Windturbinen vergleichen und/oder kann einen Betrieb von einer oder mehreren Windturbinen steuern, wie zum Beispiel von Windturbine 100, auf der Basis von Signalen, die von anderen Windturbinen erhalten wurden.
In der beispielhaften Ausführungsform kann das Turbinensteuersystem 150 und/oder Datenverarbeitungssystem 280 akustische Signaldaten mit Temperatursignaldaten korrelieren, um intelligente Ableitungen bezüglich des Betriebs des Schmiersystems 202 und/oder bezüglich des Betriebs der Windturbine 100 zu machen. Zum Beispiel können die historischen Temperaturdaten eine historische Viskosität des Schmierfluids angeben. Die historischen akustischen Daten können eine historische Abnutzungsrate von einer oder mehreren Komponente der Windturbine 100 angeben. Das Turbinensteuersystem 150 und/oder Datenverarbeitungssystem 208 kann die historischen Temperaturdaten mit den historischen akustischen Daten korrelieren, um die Kühlung des Schmiersystems 202 zu optimieren, einen Austauschzyklus des Schmierfluids zu optimieren, den Umlauf des Schmierfluids zu optimieren und/oder einen anderen geeigneten Aspekt des Schmiersystems 202 und/oder der Windturbine 100 zu optimieren und/oder anzupassen.
4 ist ein Blockdiagramm eines beispielhaften akustischen Signalverarbeitungssystems 300, das zur Benutzung mit dem Überwachungssystem 200 (gezeigt in 3) geeignet ist. In der beispielhaften Ausführungsform wird das akustische Signalverarbeitungssystem 300 zumindest teilweise von einem Steuersystem implementiert, wie zum Beispiel dem Turbinensteuersystem 150 und/oder dem Datenverarbeitungssystem 208. In der beispielhaften Ausführungsform sind insbesondere ein Schnittstellenmodul 302, ein Abnutzungsdiagnosemodul 304, und ein Signalverarbeitungsmodul 306 durch das Turbinensteuersystem 150 implementiert, und eine Datenbank 308 ist durch ein Datenverarbeitungssystem 208 implementiert. Alternativer Weise sind ein oder mehrere Komponenten des akustischen Signalverarbeitungssystems 300 durch irgendein geeignetes System implementiert.
In der beispielhaften Ausführungsform erhält das Schnittstellenmodul 302 zumindest eine Eingangsgröße von einem oder mehreren Sensoren, von einem oder mehreren Datendateien, und/oder von einem oder mehreren Parametern (nichts davon gezeigt), die in dem Turbinensteuersystem 150, dem Datenverarbeitungssystem 208, und/oder irgendeinem System, das mit dem Schnittstellenmodul 302 verbunden ist, gespeichert sind. Insbesondere erhält in der beispielhaften Ausführungsform das Schnittstellenmodul 302 einen Wert, der eine Rotationsgeschwindigkeit des Rotors 108 (hierin im Folgenden als „Rotorgeschwindigkeitswert” bezeichnet) darstellt, einen Wert oder Parameter, der ein Geometrie von einem oder mehreren Lager oder anderen geeigneten Komponenten darstellt, die von dem akustischen Sensor 204 überwacht werden (gezeigt in 3) (im Folgenden als „Komponentengeometrieparameter” bezeichnet), wie zum Beispiel ein oder mehrere Lager (nicht gezeigt) innerhalb des Getriebes 136, ein oder mehrere Lager innerhalb der Blattwinkelverstellvorrichtung 130 (gezeigt in 2), dem vorderen Stützlager 152, dem hinteren Stützlager 154, und/oder irgendeiner geeigneten Komponente.
In der beispielhaften Ausführungsform ist das Signalverarbeitungsmodul 306 wirkverbunden mit dem akustischen Sensor 204, einem Verstärkermodul 312, einem Filtermodul 314, und einem Umwandlermodul 316. Ein akustisches Signal wird von dem akustischen Sensor 204 erzeugt und wird von dem Verstärkermodul 312 verstärkt, um eine Amplitude des akustischen Signals auf ein geeignetes Niveau zu erhöhen. Das Verstärkermodul 312 überträgt ein verstärktes akustisches Signal zu dem Filtermodul 314, das eine oder mehrere Frequenzen von dem verstärkten akustischen Signal filtert. In der beispielhaften Ausführungsform umfasst das Filtermodul 314 einen Bandpassfilter, der auf eine Frequenz von Interesse eingestellt ist, wie zum Beispiel eine akustische Frequenz der Komponente, die von dem akustischen Sensor 204 überwacht wird (hierin im Folgenden als „die überwachte Komponente” bezeichnet). In einer Ausführungsform kann die Frequenz von Interesse ausgewählt werden mit Hilfe einer Nachschlagtabelle oder irgendeiner anderen geeigneten Referenz, sodass eine spezifische Komponente überwacht werden kann. Das gefilterte akustische Signal wird zu Umwandlermodul 316 übertragen, das das gefilterte akustische Signal in ein digitales akustisches Signal umwandelt. Das digitale akustische Signal wird übertragen zu dem Schnittstellenmodul 302, um es mit dem Rotorgeschwindigkeitswert, dem Komponentengeometrieparameter, und/oder einer geeigneten von dem Schnittstellenmodul 302 erhaltene Eingangsgröße zu verarbeiten.
Wie detaillierter hierin beschrieben wird, verarbeitet das Schnittstellenmodul 302 das digitale akustische Signal, den Rotorgeschwindigkeitswert, den Komponentengeometrieparameter, und/oder jegliche geeignete erhaltene Eingangsgröße, um eine Abnutzungscharakteristik zu bestimmen, wie zum Beispiel den Abnutzungsumfang auf der Komponente oder den Abnutzungsumfang, der der Komponente zugefügt wurde. Das Schnittstellenmodul 302 erzeugt und überträgt ein Signal, das einen festgestellten Abnutzungsumfang darstellt (hierin als „festgestelltes Abnutzungsniveau” bezeichnet), zu einem Abnutzungsdiagnosemodul 304. In der beispielhaften Ausführungsform bestimmt das Abnutzungsdiagnosemodul 304 eine zweite Abnutzungscharakteristik, wie zum Beispiel eine Abnutzungsrate der überwachten Komponente basierend auf dem festgestellten Abnutzungsniveau. Insbesondere analysiert das Abnutzungsdiagnosemodul 304 das festgestellte Abnutzungsniveau über eine geeignete Zeitspanne, um eine Abnutzungsrate der überwachten Komponente zu bestimmen. Die festgestellte Abnutzungsrate und/oder das festgestellte Abnutzungsniveau werden zu dem Datenverarbeitungssystem 208 übertragen und können benutzt werden, um den Betrieb des Schmiersystems 202 (gezeigt in 3) zu steuern und/oder den Betrieb der Windturbine 100 zu steuern, wie oben beschrieben. Darüber hinaus werden die festgestellte Abnutzungsrate und/oder das festgestellte Abnutzungsniveau an die Datenbank 308 über den Datenbus 210 (gezeigt in 3) zur Speicherung und/oder für die zukünftige Analyse übertragen.
5 ist eine schematische Ansicht eines Schnittstellenmoduls 302. In der beispielhaften Ausführungsform umfasst das Schnittstellenmodul 302 ein Glättungsmodul 400, das das oben mit Bezug auf 4 beschriebene digitale akustische Signal erhält. Das Glättungsmodul 400 berechnet einen Medianwert des digitalen akustischen Signals und überträgt den berechneten Medianwert zum Subtraktionsmodul 402. Das Subtraktionsmodul 402 zieht den berechneten Medianwert von dem Wert des digitalen akustischen Signals ab, um einen Einfluss von Aussetzern und/oder Diskontinuitäten des digitalen akustischen Signals auf die Berechnung des Abnutzungsniveaus zu reduzieren. Das digitale akustische Signal wird dann zu einem Nulldurchgangsberechnungsmodul 404 und/oder zu einem Energieberechnungsmodul 406 übertragen.
Das Nulldurchgangsberechnungsmodul 404 berechnet eine Anzahl von „Nulldurchgängen”, (das heißt, eine Anzahl von Malen, in denen die Polarität des digitalen akustischen Signals sich ändert) innerhalb einer vordefinierten Zeit, um eine Nulldurchgangsrate zu bestimmen (das heißt, eine Nulldurchgangsfrequenz). Ein Signal, das die Nulldurchgangsrate darstellt, wird an ein Korrelationsmodul 408 übertragen, das die Nulldurchgangsrate des gegenwärtigen akustischen Signals mit einer Nulldurchgangsrate von einem oder mehreren vorhergehenden akustischen Signalen vergleicht. Ein korreliertes Nulldurchgangssignal wird übertragen von dem Korrelationsmodul 408 an ein Nulldurchgangsmaximalauswertungsmodul 410, das einen Maximalwert und einen Minimalwert des korrelierten Nulldurchgangssignals bestimmt, die um eine geeignete Fehlerfrequenz der überwachten Komponente herum konzentriert sind. Die Fehlerfrequenz der überwachten Komponente wird übertragen zu dem Nulldurchgangsmaximalauswertungsmodul 410 von einem Komponentenanalysemodul 412, das die Fehlerfrequenz basierend auf dem Rotorgeschwindigkeitswert und dem Komponentengeometrieparameter, die oben mit Bezug auf 4 beschrieben wurden, berechnet. Das Nulldurchgangsmaximalauswertungsmodul 410 berechnet eine Differenz zwischen den Maximalwerten und den Minimalwerten des korrelierten Nulldurchgangssignals, um eine Amplitude von jedem Nulldurchgang zu bestimmen (hierin als „Nulldurchgangsamplitude” bezeichnet) und/oder eine Maximalamplitude von allen Nulldurchgängen innerhalb der vorbestimmten Zeitspanne zu bestimmen (hierin im Folgenden als „Nulldurchgangsmaximalamplitude” bezeichnet). Darüber hinaus berechnet das Nulldurchgangsmaximalauswertungsmodul 410 eine Frequenz von Nulldurchgängen (das heißt, eine „Nulldurchgangsrate”). Das Nulldurchgangsmaximalauswertungsmodul 410 überträgt Signale, das die Nulldurchgangsamplitude, die Nulldurchgangsmaximalamplitude, und/oder die Nulldurchgangsrate darstellen, an ein Frequenzinterpretationsmodul 414.
Das Energieberechnungsmodul 406 berechnet einen Energiebetrag, der das digital akustische Signal (das heißt, eine „akustische Energie”) innerhalb einer vorbestimmten Zeit darstellt. Ein Signal, das die akustische Energie darstellt, wird übertragen an das Korrelationsmodul 416, das die akustische Energie des gegenwärtigen akustischen Signals vergleicht mit einem Betrag der akustischen Energie von einem oder mehreren vorhergehenden akustischen Signalen. Ein korreliertes akustisches Energiesignal wird übertragen von dem Korrelationsmodul 416 an ein Energiemaximalauswertungsmodul 418, das einen Maximalwert und einen Minimalwert des korrelierten akustischen Energiesignals bestimmt, die um die Fehlerfrequenz der überwachten Komponente, erhalten von dem Komponentenanalysemodul 412, konzentriert sind. Das Energiemaximalauswertungsmodul 418 berechnet eine Differenz zwischen den Maximalwerten und den Minimalwerten des korrelierten akustischen Energiesignals, um eine Amplitude der akustischen Energie zu bestimmen (hierin im Folgenden als „akustische Energieamplitude” bezeichnet). Das Energiemaximalauswertungsmodul 418 erzeugt und überträgt Signale, die die akustische Energieamplitude und/oder eine Frequenz des korrelierten akustischen Energiesignals darstellen (hierin im Folgenden als „akustische Energiefrequenz” bezeichnet), an das Frequenzinterpretationsmodul 414.
In der beispielhaften Ausführungsform vergleicht das Frequenzinterpretationsmodul 414 die Nulldurchgangsrate und/oder die akustische Energiefrequenz mit einer oder mehreren vordefinierten Fehlerfrequenzen, um zu bestimmen, ob die überwachte Komponente fehlerhaft ist und/oder um zu bestimmen, ob eine Fehlerfrequenz der überwachten Komponente sich mit Bezug auf eine oder mehrere vorhergehende Fehlerfrequenzen verändert hat.
Ein Mustererkennungsmodul 420 ist mit dem Frequenzinterpretationsmodul 414 verbunden, um das festgestellte Abnutzungsniveau der überwachten Komponente zu berechnen. Insbesondere kann das Mustererkennungsmodul 420 ein Abnutzungsniveau berechnen, indem es die Nulldurchgangsamplitude, die Nulldurchgangsmaximalamplitude, die Nulldurchgangsrate, die akustische Energieamplitude und/oder die akustische Energiefrequenz mit zuvor gespeicherten Werten vergleicht, wie zum Beispiel historischen Werten oder Referenzwerten, die innerhalb einer Nachschlagetabelle und/oder innerhalb einer anderen geeigneten Struktur, die einem Abnutzungsprofil der überwachten Komponente entspricht, gespeichert sind. Das festgestellte Abnutzungsniveau kann eingestellt sein auf eine Differenz zwischen den entsprechenden Werten und/oder kann eingestellt sein auf eine geeignete Kombination der Differenzen zwischen den entsprechenden Werten. Alternativer Weise kann das Mustererkennungsmodul 420 einen Lernalgorithmus und/oder einen anderen geeigneten Algorithmus benutzen, um das Abnutzungsniveau der überwachten Komponente zu berechnen und/oder einen zukünftigen Abnutzungsumfang von der überwachten Komponente zu berechnen, oder den, der bei der überwachten Komponente wahrscheinlich verursacht wird, basierend auf der Nulldurchgangsamplitude, der Nulldurchgangsmaximalamplitude, der Nulldurchgangsrate, der akustischen Energieamplitude und/oder der akustischen Energiefrequenz. Gemäß einer Ausführungsform kann eine oder mehrere sich auf dem Land befindliche und/oder Offshore-Windturbine 100 einen zukünftigen Abnutzungsumfang von einer oder mehreren Komponenten berechnen, oder einen zukünftigen Abnutzungsumfang, der wahrscheinlich bei einer oder mehreren Komponenten verursacht wird, berechnen, und kann zukünftige Wartungsereignisse entsprechend planen.
Darüber hinaus kann das Mustererkennungsmodul 420 und/oder irgendeine geeignete Komponente des Schnittstellenmoduls 302 ein oder mehrere Alarmsignale erzeugen, wenn eine oder mehrere der festgestellten Werte einen vordefinierten Grenzwert überschreitet. Zum Beispiel kann ein Alarmsignal erzeugt werden, wenn die Nulldurchgangsmaximalamplitude einen vordefinierten Maximalamplitudengrenzwert überschreitet, wenn die akustische Energieamplitude einen vordefinierten akustischen Energiegrenzwert überschreitet, und/oder wenn die Nulldurchgangsamplituden einen vordefinierten Lärmgrenzwert innerhalb einer vordefinierten Zeit eine vordefinierte Anzahl von Malen überschreiten. Alternative Weise kann ein Alarmsignal erzeugt werden, wenn irgendeine Kombination der Nulldurchgangsamplitude, der Nulldurchgangsmaximalamplitude, der Nulldurchgangsrate, der akustischen Energieamplitude und/oder der akustischen Energiefrequenz irgendeinen geeigneten Grenzwert überschreitet und/oder eine geeignete Bedingung erfüllt. Das Alarmsignal und/oder ein oder mehrere Signale, die das festgestellte Abnutzungsniveau darstellen, können übertragen werden an das Datenverarbeitungssystem 208 und/oder an andere Komponenten des Turbinensteuersystems 150, um den Betrieb der Windturbine 100, des Schmiersystems 202 (gezeigt in 3), und/oder irgendeiner anderen geeigneten Komponente und/oder eines Systems wie hierin detaillierter beschrieben, zu steuern.
6 ist ein Flussdiagramm eines beispielhaften Verfahrens 500 zum Überwachen einer Windturbine, wie zum Beispiel der Windturbine 100 (gezeigt in 1), das geeignet ist zur Benutzung mit dem Überwachungssystem 200 (gezeigt in 3) und/oder mit dem akustischen Signalverarbeitungssystem 300 (gezeigt in 4). In der beispielhaften Ausführungsform umfasst das Verfahren 500 Messen 502 einer akustischen Emission, die von wenigstens von einer Komponente der Windturbine 100 erzeugt wird. Wenigstens eine Abnutzungscharakteristik der Komponente wird dann berechnet 504 basierend auf der gemessenen akustischen Emission. In der beispielhaften Ausführungsform umfasst die Abnutzungscharakteristik wenigstens ein Element der folgenden Gruppe: einen gegenwärtigen Abnutzungsumfang der Komponente, eine Rate der Abnutzung (oder „Abnutzungsrate”) der Komponente, und einen vorhergesagten Abnutzungsumfang der Komponente. Zum Beispiel kann ein Abnutzungsumfang berechnet werden 504 basierend auf der gemessenen akustischen Emission und/oder basierend auf irgendeiner anderen geeigneten Bedingung wie zum Beispiel auf der gemessenen Rotationsgeschwindigkeit des Rotors 108 (gezeigt in 1) und/oder basierend auf einer geometrischen Charakteristik der Komponente.
Darüber hinaus ist in der beispielhaften Ausführungsform zumindest ein historischer Wert, der einen Abnutzungsumfang der Komponente oder einer andere geeignete Abnutzungscharakteristik darstellt, auf einem Speichergerät gespeichert 506. Eine Abnutzungsrate der Komponente kann auch berechnet werden 504 basierend auf dem gespeicherten historischen Wert und dem berechneten Abnutzungsumfang der Komponente. In der beispielhaften Ausführungsform wird ein Betrieb eines Schmiersystems, wie zum Beispiel des Schmiersystems 202 (gezeigt in 3) gesteuert 508 basierend auf der berechneten Abnutzungscharakteristik und/oder basierend auf Daten, die von einem Temperatursensor erhalten werden, wie zum Beispiel dem Temperatursensor 206 (gezeigt in 3).
Ein technischer Effekt des hierin beschriebenen Systems und Verfahrens umfasst wenigstens einen der folgenden: (a) Messen einer akustischen Emission, die von wenigstens einer Komponente einer Windturbine erzeugt wird; und (b) Berechnen wenigstens einer Abnutzungscharakteristik einer Komponente basierend auf einer gemessenen akustischen Emission. In einer Ausführungsform umfasst die Abnutzungscharakteristik wenigstens eines der folgenden Elemente: ein gegenwärtiger Abnutzungsumfang der Komponente, eine Rate der Abnutzung auf der Komponente, und einen vorhergesagten Abnutzungsumfang der Komponente.
Die oben beschriebenen Ausführungsformen stellen ein effizientes und zuverlässiges Überwachungssystem für eine Windturbine zur Verfügung. Das Überwachungssystem misst akustische Emissionen, die von einer Komponente erzeugt werden, und berechnet wenigstens eine Abnutzungscharakteristik basierend auf den gemessenen akustischen Emissionen. Das Überwachungssystem misst auch eine Temperatur eines Schmierfluids innerhalb eines Schmiersystems. Die Abnutzungscharakteristik und die gemessene Schmierfluidtemperatur können benutzt werden, das Schmiersystem zu steuern, um die Schmierung von einer oder mehreren Komponenten zu optimieren. Darüber hinaus kann die Abnutzungscharakteristik und die Schmierfluidtemperatur benutzt werden, ein Betriebsleben der Komponente vorherzusagen und/oder einen Abnutzungsumfang der Komponente vorherzusagen. Damit können Instandhaltungsereignisse optimal geplant werden und die Betriebsleben der Windturbinenkomponente können verlängert werden.
Beispielhafte Ausführungsformen einer Windturbine, eines Überwachungssystems, und eines Verfahrens zum Überwachen einer Windturbine sind oben im Detail besprochen worden. Die Windturbine, das Überwachungssystem und das Verfahren sind nicht beschränkt auf spezielle hierin beschriebene Ausführungsformen. Stattdessen können die Komponenten der Windturbine und/oder des Überwachungssystems und/oder die Schritte des Verfahrens benutzt werden unabhängig und separat von anderen hierin beschriebenen Komponenten und/oder Schritten. Zum Beispiel kann das Überwachungssystem auch in Kombination mit anderen Windturbinen und Verfahren benutzt werden und ist nicht darauf beschränkt, ausschließlich mit der Windturbine und dem Verfahren wir hierin beschrieben, ausgeführt zu werden. Stattdessen können die beispielhaften Ausführungsformen in Verbindung mit vielen anderen Windturbinenanwendungen implementiert und benutzt werden.
Auch wenn spezielle Merkmale von verschiedenen Ausführungsformen der Erfindung in einigen Zeichnungen gezeigt sein mögen und in anderen nicht, ist dies ausschließlich zur besseren Lesbarkeit. Im Einklang mit den Prinzipien der Erfindung kann jedes Merkmal einer Zeichnung auch in Bezug mit irgendeinem anderen Merkmal einer anderen Zeichnung in Bezug genommen werden und/oder in Anspruch genommen werden.
Die vorliegende Beschreibung nutzt Beispiele, mitunter die beste Ausführungsform, um die Erfindung zu offenbaren und auch um den Fachmann in die Lage zu versetzen, die Erfindung auszuführen, insbesondere Geräte oder Systeme herzustellen und zu benutzen sowie beinhaltete Verfahren auszuführen. Der patentierbare Schutzumfang der Erfindung wird durch die Ansprüche definiert und kann andere Beispiele umfassen, die sich dem Fachmann ergeben. Solche andere Beispiele sollen innerhalb des Schutzumfangs der Ansprüche sein, wenn sie Strukturelemente umfassen, die nicht von der wörtlichen Darstellung in den Ansprüchen sich unterscheiden oder wenn sie äquivalente Strukturelemente mit unwesentlichen Unterschieden von der wörtlichen Darstellung in den Ansprüchen enthalten.
Bezugszeichenliste

100: Windturbine
102: Turm
104: Auflagefläche
106: Gondel
108: Rotor
110: Nabe
112: Rotorblätter
114: Wind
116: Azimutachse
118: Rotorblattwurzelteil
120: Lastentransferregionen
122: Rotorblattspitzenteil
124: Rotationsachse
126: Rotorblattoberfläche
128: Winkelverstellachse
130: Blattwinkelbauteil
131: Blattwinkelverstellmotor
132: Generator
134: Rotorwelle
136: Getriebe
138: Hochgeschwindigkeitswelle
140: Kupplung
142: Abstützung
144: Abstützung
146: Azimutverstellmechanismus
148: meteorologischer Mast
150: Turbinensteuersystem
152: vorderes Stützlager
154: hinteres Stützlager
156: Antriebsstrang
200: Steuersystem
202: Schmiersystem
204: akustischer Sensor
206: Temperatursensor
208: Datenverarbeitungssystem
210: Datenbus
212: Windparksteuerzentrum
300: akustisches Signalverarbeitungssystem
302: Schnittstellenmodul
304: Abnutzungsdiagnosemodul
306: Signalverarbeitungsmodul
308: Datenbank
312: Verstärkermodul
314: Filtermodul
316: Umwandlermodul
400: Glättungsmodul
402: Subtraktionsmodul
404: Nulldurchgangsberechnungsmodul
406: Energieberechnungsmodul
408: Korrelationsmodul
410: Nulldurchgangsmaximalauswertungsmodul
412: Komponentenanalysemodul
414: Frequenzinterpretationsmodul
416: Korrelationsmodul
418: Energiemaximalauswertungsmodul
420: Mustererkennungsmodul
500: beispielhaftes Verfahren
502: Messen einer akustischen Emission, die von wenigstens einer Komponente einer Windturbine erzeugt wurde
504: Berechnen wenigstens einer Abnutzungscharakteristik der Komponente basierend auf der gemessenen akustischen Emission
506: Speichern wenigstens eines historischen Wertes, das einen Abnutzungsumfang der Komponente darstellt
508: Steuern eines Betriebs des Schmiersystems basierend auf der berechneten Abnutzungscharakteristik

Claims

Ein Überwachungssystem (200) für eine Windturbine (100), das umfasst: wenigstens einen akustischen Sensor (204), der konfiguriert ist, eine akustische Emission zu messen, die von wenigstens einer Komponente der Windturbine (502) erzeugt wird; und ein Steuersystem, das konfiguriert ist, wenigstens eine Abnutzungscharakteristik der Komponente basierend auf der gemessenen akustischen Emission (504) zu berechnen, wobei die Abnutzungscharakteristik wenigstens eines der folgenden Elemente umfasst: einen gegenwärtigen Abnutzungsumfang der Komponente, eine Abnutzungsrate der Komponente, und einen vorhergesagten Abnutzungsumfang der Komponente.
Das Überwachungssystem (200) gemäß Anspruch 1, wobei die Windturbine (100) ein Schmiersystem (202) umfasst, wobei das Steuersystem des Weiteren konfiguriert ist, einen Betrieb des Schmiersystems basierend auf der berechneten Abnutzungscharakteristik (508) zu steuern.
Das Überwachungssystem (200) gemäß Anspruch 2, des Weiteren umfassend wenigstens einen Temperatursensor (206), der konfiguriert ist, eine Temperatur eines innerhalb des Schmiersystems (202) enthaltenen Schmierfluids zu messen, wobei das Steuersystem vorzugsweise des Weiteren konfiguriert ist, den Betrieb des Schmiersystems basierend auf der berechneten Abnutzungscharakteristik und basierend auf von dem Temperatursensor erhaltenen Daten zu steuern.
Das Überwachungssystem (200) gemäß einem der vorhergehenden Ansprüche, wobei die Abnutzungscharakteristik auf wenigstens einem der folgenden Elemente basiert: einer Nulldurchgangsamplitude, einer Nulldurchgangsmaximalamplitude, einer Nulldurchgangsrate, einer akustischen Energieamplitude und/oder einer akustischen Energiefrequenz eines Signals, das die gemessene akustische Emission darstellt.
Das Überwachungssystem (200) gemäß einem der vorhergehenden Ansprüche, wobei das Steuersystem ein Schnittstellenmodul (302) umfasst, das konfiguriert ist, den Abnutzungsumfang der Komponente und/oder den vorhergesagten Abnutzungsumfang der Komponente zu berechnen, wobei das Steuersystem vorzugsweise des Weiteren ein Abnutzungsdiagnosemodul (304) umfasst, das mit dem Schnittstellenmodul (302) verbunden ist, wobei das Abnutzungsdiagnosemodul vorzugsweise konfiguriert ist, wenigstens einen historischen Wert zu speichern, der einen Abnutzungsumfang der Komponente (506) darstellt, wobei das Abnutzungsdiagnosemodul (304) vorzugsweise des Weiteren konfiguriert ist, die Abnutzungsrate der Komponente basierend auf dem historischen Wert und dem berechneten Abnutzungsumfang der Komponente zu berechnen.
Ein Überwachungssystem (200) für eine Windturbine (100), das umfasst: wenigstens einen akustischen Sensor (204), der konfiguriert ist, eine akustische Emission zu messen, die von wenigstens einer Komponente der Windturbine (502) erzeugt wird; und ein Steuersystem, das konfiguriert ist, wenigstens eine Abnutzungscharakteristik der Komponente basierend auf der gemessenen akustischen Emission (504) zu berechnen, wobei die Abnutzungscharakteristik wenigstens ein Element der folgenden umfasst: einen gegenwärtigen Abnutzungsumfang der Komponente, eine Abnutzungsrate der Komponente, und einen vorhergesagten Abnutzungsumfang der Komponente, wobei das Steuersystem konfiguriert ist, einen Betrieb der Windturbine zu steuern und/oder die Abnutzungscharakteristik an ein Datenverarbeitungssystem zu übertragen.
Das Überwachungssystem (200) gemäß Anspruch 6, wobei die Windturbine (100) ein Schmiersystem (202) umfasst, wobei das Steuersystem des Weiteren konfiguriert ist, einen Betrieb des Schmiersystems basierend auf der berechneten Abnutzungscharakteristik (508) zu steuern.
Das Überwachungssystem (200) gemäß Anspruch 7, des Weiteren umfassend wenigstens einen Temperatursensor (206), der konfiguriert ist, eine Temperatur eines innerhalb des Schmiersystems (202) enthaltenen Schmierfluids zu messen, wobei das Steuersystem des Weiteren konfiguriert ist, den Betrieb des Schmiersystems basierend auf der berechneten Abnutzungscharakteristik und basierend auf von dem Temperatursensor erhaltenen Daten zu steuern.
Eine Windturbine (100) mit einem Überwachungssystem gemäß einem der vorangehenden Ansprüche.
Verfahren zum Überwachen einer Windturbine umfassend: Messen einer akustischen Emission, die von wenigstens einer Komponente der Windturbine erzeugt wird; und Berechnen wenigstens einer Abnutzungscharakteristik der Komponente basierend auf der gemessenen akustischen Emission, wobei die Abnutzungscharakteristik wenigstens eines der folgenden Elemente umfasst: einen gegenwärtigen Abnutzungsumfang der Komponente, eine Abnutzungsrate der Komponente, und einen vorhergesagten Abnutzungsumfang der Komponente.