DE102011057175A1

DE102011057175A1 - Verfahren zur Schwingungsmessung an Rotorblättern von Windenergieanlagen

Info

Publication number: DE102011057175A1
Application number: DE102011057175A
Authority: DE
Inventors: Edwin Becker
Original assignee: Prueftechnik Dieter Busch AG
Current assignee: Prueftechnik Dieter Busch AG
Priority date: 2011-12-30
Filing date: 2011-12-30
Publication date: 2013-07-04
Also published as: EP2610604A3; US20130167625A1; EP2610604B1; EP2610604A2; US8820149B2

Abstract

Verfahren zur spektralen Auswertung von Schwingungssignalen, die an einem Rotorblatt einer Windenergienanlage mit einem Beschleunigungssensor ermittelt wurden. Dabei wird anstelle der sonst üblichen Fourier-Transformation die spektrale Leistungsdichte berechnet. Bei der Auswertung werden auch Signalanteile berücksichtigt, die bei der Fourier-Transformation nicht erfasst werden, weil sie nicht auf im Rotorblatt angeregte Schwingungen zurückgehen.

Description

Die Erfindung betrifft ein Verfahren zur Auswertung von Schwingungssignalen an Rotorblättern von Windenergieanlagen.
Stand der Technik
Das Patent US 7,883,319 beschreibt ein Verfahren, bei dem die Belastungen von Rotorblättern mithilfe von Beschleunigungsmessern ermittelt und spektral ausgewertet werden. Die Beschleunigungssensoren erzeugen ein elektrisches Signal, das den Schwingungszustand eines Rotorblatts wiedergibt. Dieses elektrische Signal wird elektronisch weiterverarbeitet, indem Spektren berechnet werden. Als einziges Beispiel für die Berechnung der Spektren wird eine Fouriertransformation genannt. Die Anregung der Schwingungen erfolgt dabei durch den Betrieb der Windenergieanlage bzw. durch den auf das Blatt auftreffenden Wind.
Das Dokument DE 10 2009 029 280 beschreibt eine Unwuchtmessung, bei der die spektrale Leistungsdichte zur Bewertung des Schwingungssignals bewertet wird. Die Unwuchtmessung erfolgt dabei in einer Auswuchtmaschine, also nicht während des Betriebs des auf seine Unwucht zu prüfenden Gegenstands. Die Schwingungssensoren befinden sich dabei an der Auswuchtmaschine an den Lagern für den zu wuchtenden Rotierkörper.
In der Kfz-Zulieferindustrie werden Bauteile auf Prüfständen einem Belastungstest unterzogen, indem sie auf einem Schwingtisch mit spezifischen Signalformen angeregt werden. Auch Anregungen mit einem Shaker sind üblich. Bei den dort durchgeführten Auswertungen wird die spektrale Leistungsdichte aufgenommen. Versuche, diese Art der Bewertung auf Rotorblätter von Windenergieanlagen zu übertragen, bedingen i.a. große und schwere Geräte zur Anregung von Schwingungen in den Rotorblättern oder zum Aufbringen von Lasten auf die Rotorblätter. Kleinere Geräte, wie in der DE 20 2011 001 901 vorgeschlagen, bedingen immer noch ein Abschalten der Windenergieanlage. Somit sind diese Verfahren während des Betriebs einer Windenergieanlage nicht durchführbar.
Kurzbeschreibung der Erfindung
Aufgabe der vorliegenden Erfindung ist es nun, ein verbessertes Verfahren zur Bereitstellung der Spektren und weitere Möglichkeiten der Auswertung der Spektren bereitzustellen, die mehr und zuverlässigere Aussagen über den Zustand des Rotorblattes ermöglichen. Dieses Verfahren soll im Betrieb der Anlage durchführbar sein.
Diese Aufgabe wird dadurch gelöst, dass ein verbessertes Verfahren angegeben wird, das keine Fouriertransformation erfordert, sondern auf der Auswertung der spektralen Leistungsdichte beruht. Von besonderem Vorteil ist dabei, dass anders als bei den bekannten Verfahren mit Fouriertransformation nicht nur die angeregten, Energie enthaltenden Eigenschwingungen erkannt werden, sondern auch Energie absorbierende Zustände der Rotorblätter. Somit werden die Möglichkeiten zur Analyse von Rotorblättern von Windenergieanlagen im Hinblick auf ihre Belastung und daraus resultierende Schäden verbessert.
Kurze Beschreibung der Zeichnungsfiguren
1 zeigt schematisch ein Rotorblatt einer Windenergienlage mit Schwingungssensoren, 1a an der Nabe der Windenergienanlage, 1b im Querschnitt.
2 zeigt in 2a ein mit Fourier-Transformation erhaltenes Spektrum eines Rotorblatts einer Windenergieanlage gemäß Stand der Technik, 2b ein erfindungsgemäß erhaltenen Leistungsdichtespektrum.
Beschreibung der Ausführungsarten
1a zeigt schematisch ein Rotorblatt 11 einer Windenergieanlage. Das erfindungsgemäße Verfahren wird aber im Betrieb der Anlage durchgeführt, wobei das Rotorblatt mit der übrigen Anlage verbunden ist. In dem Rotorblatt ist in der Nähe des Flansches ein Schwingungssensor 12 angebracht, der mit einer Auswerte-Elektronik 16 im Innern der Nabe 19 verbunden ist. Dabei ist die Verbindung 17 zwischen der Auswerteelektronik, die eine Energieversorgung beinhalten kann, ebenfalls dargestellt. Hier erfolgt die Verbindung über eine Drahtleitung. Sie kann aber auch drahtlos erfolgen, wobei die Energieversorgung des Sensors dann über eine im Sensor enthaltene Batterie oder einen Energy Harvester erfolgt.
Die Erfindung kann aber auch mit einem oder mehreren Sensoren 13–15 ausgeführt werden, die im Innern oder außen am Rotorblatt an anderer Stelle angebracht ist/sind. Vorteilhaft wird man die Sensoren nahe an den anhand strukturmechanischer Methoden ermittelter Stellen vergleichsweise hoher mechanischer Belastungen wie Spannungen anbringen, also nahe an der Blattwurzel, an Stegen, Gurten und/oder Stellen, an denen sich der Querschnitt des Rotorblatts ändert. Die Komponenten mit den Bezugszeichen 12–17 wurden in 1a gestrichelt dargestellt, weil sie sich im Innern des Rotorblatts bzw. der Nabe der Windenergieanlage befinden.
1b beinhaltet eine Darstellung des Rotorblatts im Querschnitt mit Stegen und Gurten 18, 19 und zwei Schwingungssensoren 13 und 14.
Im Betrieb erfasst dieser Sensor Schwingungen aus verschiedenen Quellen. Betriebsgeräusche und Windgeräusche sind die stochastisch wirkenden Ursachen dieser Schwingungen. Diese Faktoren bewirken eine die erforderliche Anregung des Rotorblatts. Dabei kommen stochastische, (zur Drehzahl der Windenergieanlage) harmonische und transiente Signale vor.
Diese Schwingungen werden vom Sensor erfasst, in der Auswerte-Elektronik digitalisiert und weiter verarbeitet. Diese weitere Verarbeitung der Signale beinhaltet z.B. eine Fourier- oder Wigner-Transformation oder eine Wavelet-Analyse. Es entsteht ein Linienspektrum, bei dem die angeregten Schwingungen als Linien auf einem verrauschten Untergrund erkennbar werden. Die Fouriertransformation kann aber bei stationären Prozessen nicht durchgeführt werden. Erfindungsgemäß wird statt der Fouriertransformation die spektrale Leistungsdichte berechnet. Bei der Darstellung der Spektren ist eine logarithmische Darstellung als MSS (Mean Square Spektrum) oder RMS (Root Mean Square Spektrum) des Parameters der Schwingbeschleunigung bevorzugt. So werden zusätzlich zu den von Fourierspektren bekannten Linienspektren der Eigenschwingungen und angeregter Schwingungen auch Linien im Untergrund erkennbar, die bei Frequenzen auftreten, in denen die Leistung des Anregungssignals vom Rotorblatt absorbiert wird. Solche Anregungen, die keine Schwingungen auslösen, sondern z.B. in örtlicher Erwärmung resultieren, sind in einem Spektrum, das mittels Fouriertransformation ermittelt wurde, nicht sichtbar, weil keine angeregte Schwingung im Signal enthalten ist. Deshalb wird bei der Darstellung des Leistungsdichtespektrums LDS die Spektralleistung in einem endlichen Frequenzintervall als MSS (Mean Square Spektrum) oder RMS (Roor Mean Square Spektrum, d.h. die Wurzel der MSS) wiedergegeben. Das Leistungsdichtespektrum wird auf Englisch auch als Power Spectral Density PSD bezeichnet. Dabei ist die Länge des Frequenzintervalls als Auflösebandbreite (engl. Resolution Bandwidth RBW) mit anzugeben.
Die Bewertung dieser Leistung absorbierenden Linien im Vergleich mit der entsprechenden Linie im Gutzustand, also z.B. bei neuem Rotorblatt, oder im Vergleich verschiedener Rotorblätter derselben Windturbine bzw. mehrerer Rotorblätter desselben Typs an verschiedenen Windturbinen, ermöglicht aber ebenfalls Aussagen über die Belastung und den Ist-Zustand des jeweiligen Rotorblatts.
2a zeigt ein Spektrum, das wie im Stand der Technik durch Auswertung des Beschleunigungssignals mittels Fouriertransformation erhalten wurde, in konventioneller Auftragung, also der Amplitude der Beschleunigung in Abhängigkeit von der Frequenz. Im Spektrum sind Linien 21, 22, 23 erkennbar. Diese Linien sind alle Anstiege der Amplitude der Beschleunigung bei bestimmten Frequenzen und entsprechen angeregten Eigenschwingungen. Somit sind diese Linien ein Maß für die Belastung des Rotorblatts sind und ermöglichen eine Aussage über Belastungen des Rotorblatts, wenn der Ort des Schwingungssensors und die mechanische Struktur des Rotorblatts berücksichtigt werden.
2b zeigt ein Spektrum, das durch Auswertung des Beschleunigungssignals als spektrale Leistungsdichte erhalten wurde, in logarithmischer Auftragung der Amplitude der Beschleunigung in Abhängigkeit von der Frequenz. Im Spektrum sind wieder die Linien 31, 32, 33 erkennbar. Diese Linien entsprechen den Linien 21, 22, 23 der 2a. Zusätzlich sind nun aber Linien 36 und 37 sichtbar. Bei den zugehörigen Frequenzen absorbiert das Rotorblatt nun Energie, die auch zur Belastung des Rotorblatts beiträgt. Erfindungsgemäß werden und auch diese den bisherigen Verfahren nicht zugänglichen Linien als Maß für die Belastung des Rotorblatts und zu Aussagen über Belastungen des Rotorblatts herangezogen, wobei wieder der Ort des Schwingungssensors und die mechanische Struktur des Rotorblatts berücksichtigt werden.
Dabei ist es von Vorteil wenn an einer neuen Anlage ein mit anderen Methoden als gut befundenes Rotorblatt als Referenz dient, indem ein Leistungsdichtespektrum in der Auswerteelektronik 16 oder einem anderen Computer hinterlegt wird. Ein Spektrum des vorliegenden Rotorblatts kann dabei ebenfalls als Referenz dienen. Das Spektrum dieser Referenz kann dann zu einem beliebigen späteren Zeitpunkt mit einem aktuellen LDS verglichen werden. Bei diesen Vergleichen können Daten über Anregungen (z.B. Windstärke und andere meteorologische Daten), technische Daten der Windenergieanlage (Typ, Getriebe, Generator) und Daten über Betriebszustände (Drehzahl, momentane Winkelstellung des Rotorblatts z.B. direkt vor dem Turm senkrecht nach unten zeigend) berücksichtigt werden.
So ist es einerseits besser möglich, die zeitliche Entwicklung eines einzelnen Rotorblatts zu verfolgen und zu überwachen als auch Vergleiche zwischen verschiedenen Rotorblättern durchzuführen. Dabei ist ein Vergleich zwischen Rotorblättern derselben Windenergieanlage ebenso möglich wie ein Vergleich zwischen Rotorblättern desselben Windparks oder sogar zwischen Rotorblättern desselben Typs an Windenergieanlagen verschiedener Typen.
Bei strukturmechanischen Überlegungen zur Ermittlung der Rotorblattbelastung anhand der Linien im Fourierspektrum bzw. Leistungsdichtespektrum LDS wird nun der Vorteil des Leistungsdichtespektrums erkennbar. Es werden nicht nur angeregte Schwingungen erfasst, sondern auch weitere in das Rotorblatt eingebrachte Belastungen erkannt. Sie entstehen beim Betrieb der Windenergieanlage und führen ebenso wie angeregte Schwingungen, insbesondere Eigenschwingungen, zu strukturellen Schäden im Rotorblatt, wie Delaminierungen, Rissen oder Brüchen. Auch eine Belegung des Rotorblatts mit Nässe oder Eis, die ja auch eine Last und somit Belastung für das Rotorblatt darstellen, kann so erkennbar werden. Obwohl sie nicht als angeregte Schwingungen im konventionellen linear aufgetragenen Fourier-Spektrum erkennbar sind, werden sie mittels der erfindungsgemäßen Darstellung erkennbar. Somit werden die Möglichleiten der frühen Erkennung von Schäden verbessert. Von besonderem Vorteil ist dabei die Verwendung von Verfahren der Kovarianzanalyse, wie Autokovarianzfunktionen, Autokorrelationsfunktionen usw.
Weiter ist es von Vorteil, mit den erfindungsgemäß zusätzlich erhaltenen Informationen über die Belastung des Rotorblatts in die Steuerung der Windenergieanlage einzugreifen, insbesondere in die Pitchverstellung des Rotorblatts oder die Anstellung einzelner beweglicher Elemente (Flaps) am Rotorblatt.
ZITATE ENTHALTEN IN DER BESCHREIBUNG
Diese Liste der vom Anmelder aufgeführten Dokumente wurde automatisiert erzeugt und ist ausschließlich zur besseren Information des Lesers aufgenommen. Die Liste ist nicht Bestandteil der deutschen Patent- bzw. Gebrauchsmusteranmeldung. Das DPMA übernimmt keinerlei Haftung für etwaige Fehler oder Auslassungen.
Zitierte Patentliteratur

US 7883319 [0002]
DE 102009029280 [0003]
DE 202011001901 [0004]

Claims

Verfahren zur Ermittlung der Belastung eines Rotorblatts einer Windenergieanlage, umfassend Aufnehmen eines Schwingungssignals mittels mindestens eines an einem Rotorblatt einer Windenergieanlage angebrachten Schwingungssensors Vergleich des spektral ausgewerteten Schwingungssignals mit einem Referenzspektrum dadurch gekennzeichnet, dass die spektrale Auswertung des Schwingungssignals in Abhängigkeit von der Frequenz als spektrale Leistungsdichte erfolgt.
Verfahren zur Ermittlung der Belastung eines Rotorblatts einer Windenergieanlage, umfassend Aufnehmen eines Schwingungssignals mittels mindestens eines an einem Rotorblatt einer Windenergieanlage angebrachten Schwingungssensors Vergleich des spektral ausgewerteten Schwingungssignals mit einem Referenzspektrum dadurch gekennzeichnet, dass die spektrale Auswertung des Schwingungssignals nach dem Parameter des Logarithmus des Beschleunigungssignals in Abhängigkeit von der Frequenz erfolgt.
Verfahren zur Ermittlung der Belastung eines Rotorblatts einer Windenergieanlage, umfassend Aufnehmen eines Schwingungssignals mittels mindestens eines an einem Rotorblatt einer Windenergieanlage angebrachten Schwingungssensors Vergleich des spektral ausgewerteten Schwingungssignals mit einem Referenzspektrum dadurch gekennzeichnet, dass die spektrale Auswertung des Schwingungssignals als MSS erfolgt.
Verfahren nach mindestens einem der Ansprüche 1 bis 3, wobei der Schwingungssensor an Stellen mit hohen strukturellen Belastungen angebracht wird.
Verfahren nach mindestens einem der Ansprüche 1 bis 4, wobei eine Kovarianzanalyse zur Bewertung der Schwingungssignale vorgenommen wird.
Verfahren nach mindestens einem der Ansprüche 1 bis 5, wobei die aus den Schwingungssignalen erhaltenen Informationen zur Steuerung der Windenergieanlage herangezogen werden.