DE102011116961B4

DE102011116961B4 - Verfahren zur Bestimmung einer mechanischen Beschädigung eines Rotorblatts einer Windenergieanlage

Info

Publication number: DE102011116961B4
Application number: DE102011116961.3A
Authority: DE
Inventors: Daniel Brenner; Dirk Schollbach
Original assignee: Weidmueller Monitoring Systems GmbH
Current assignee: Weidmueller Monitoring Systems GmbH
Priority date: 2011-10-26
Filing date: 2011-10-26
Publication date: 2024-06-27
Anticipated expiration: 2031-10-27
Also published as: WO2013060420A2; US10466205B2; DE102011116961A1; CN103998775A; US20150000404A1; CN103998775B; WO2013060420A3

Abstract

Verfahren zum Erkennen einer mechanischen Beschädigung eines Rotorblatts (21) einer Windenergieanlage (100), wobei Schwingungen des Rotorblatts (21) erfasst werden und ein frequenzabhängiges Schwingungssignal erzeugt wird, wobei zu einer Anzahl von Messzeitpunkten jeweils ein Signalenergiemaß auf Grundlage einer mittleren Signalenergie in einem vorbestimmten Frequenzbereich des Schwingungssignals ermittelt wird und die jeweils bestimmten Signalenergiemaße zeitlich ausgewertet werden, um eine mechanische Beschädigung zu erkennen, dadurch gekennzeichnet, dass das zeitliche Auswerten umfasst, das Signalenergiemaß eines Rotorblatts (21) mit einem Mittelwert über entsprechende Signalenergiemaße von wenigstens zwei Rotorblättern derselben Windenergieanlage (100) zu vergleichen, wobei eine mechanische Beschädigung erkannt wird, wenn eine Abweichung der zeitlichen Verläufe des Signalenergiemaßes und des Mittelwerts voneinander einen Schwellwert überschreitet.

Description

Die vorliegende Erfindung betrifft ein Verfahren zur Bestimmung einer mechanischen Beschädigung eines Rotorblatts einer Windenergieanlage, eine Recheneinheit zu dessen Durchführung und eine entsprechend eingerichtete Überwachungseinrichtung.
Stand der Technik
Ein möglichst unterbrechungsfreier Betrieb von Windenergieanlagen (WEA) ist eine wesentliche Voraussetzung für ihre Wirtschaftlichkeit. Insbesondere ungeplante Betriebsunterbrechungen aufgrund von Schäden am Triebstrang oder insbesondere an den Rotorblättern generieren beträchtliche Reparaturkosten und führen häufig zu Versicherungsfällen.
Zur Vermeidung derartiger Nachteile ist bei WEA häufig eine sogenannte zustandsorientierte Instandhaltung vorgesehen, die beispielsweise auf Basis einer schwingungsbasierten Zustandsüberwachung (Condition Monitoring, CM) von Rotorblättern in entsprechenden Zustandsüberwachungseinrichtungen bzw. -systemen (Condition Monitoring Systems, CMS) erfolgt. Durch derartige Maßnahmen lassen sich z. B. bestimmte Schäden in Rotorblättern frühzeitig erkennen. CMS sind häufig zur Ferndiagnose eingerichtet, wobei die Zustandsmeldungen in zertifizierten Diagnosezentren, häufig durch speziell geschultes Personal, ausgewertet werden.
Durch den Einsatz von CMS lassen sich Fehler frühzeitig erkennen, ungeplante Stillstände vermeiden und, Kosten für Reserveteilbevorratung, Instandsetzung und Produktionsausfälle verringern. Insgesamt erhöht sich damit die Verfügbarkeit und Produktionsstabilität.
Aus der DE 100 65 314 B4 und der WO 2006/012827 A1 sind zur Überwachung des Zustands von Rotorblättern Verfahren und Vorrichtungen bekannt, bei denen mittels eines oder mehrerer an den Rotorblättern angeordneter Bewegungssensoren ein Körperschall gemessen, aus entsprechenden Signalen in einer Auswerteeinheit mittels geeigneter Verfahren ein Frequenzspektrum ermittelt, das Frequenzspektrum mit der in der Auswerteeinheit hinterlegten, definierten Schadens- und Sonderzuständen entsprechenden Referenzspektren verglichen und hieraus der Zustand der Rotorblätter ermittelt wird. Hierdurch sollen sich unter anderem entstehende örtliche innere und äußere Schädigungen und Schädigungen verursachende Sonderzustände der Rotorblätter, beispielsweise außerordentliche Belastungssituationen, frühzeitig erkennen und bewerten lassen um vorzugsweise automatisiert Einfluss auf den Betrieb der Anlage nehmen zu können. Die Schrift WO 2011/029439 A1 beschreibt ein Verfahren zum Erkennen einer mechanischen Beschädigung eines Rotorblatts, bei dem Schwingungsmessdaten mit den Ergebnissen von Simulationsmodellen eines unbeschädigten Rotorblattes verglichen werden. Die WO 2007/131489 A1 offenbart eine Auswertung entsprechender Sensorsignale über die Zeit und eine Einteilung von Schadensereignissen in Schadensklassen. Gemäß der Schrift EP 2 502 174 B1 wird anhand einer Analyse von Schwingungsspektren verschiedener Komponenten einer Windenergieanlage auf die verbleibende Restlaufzeit der Komponente geschlossen. Bei der Druckschrift WO 2009/047121 A2 werden Blattschwingungen anhand von Informationen von Belastungssensoren an Schraubbolzen an den Rotorblattflanschen ermittelt. Ermittelte Frequenzen werden untereinander und mit Grenzwerten verglichen, um eventuelle Schäden aufzuspüren.
Diese Verfahren erweisen sich jedoch als unzureichend, insbesondere zur frühzeitigen Erkennung von Blitzschäden. Daher besteht der Bedarf nach einer zuverlässigeren Vorhersage und/oder Erkennung entsprechender Schäden.
Offenbarung der Erfindung
Vor diesem Hintergrund schlägt die Erfindung ein Verfahren zur Bestimmung einer mechanischen Beschädigung eines Rotorblatts einer Windenergieanlage, eine Recheneinheit zur Durchführung des Verfahrens sowie eine entsprechende Überwachungseinrichtung mit den Merkmalen der unabhängigen Patentansprüche vor. Bevorzugte Ausgestaltungen sind Gegenstand der Unteransprüche sowie der nachfolgenden Beschreibung.
Vorteile der Erfindung
Der vorliegenden Erfindung liegt die überraschende Erkenntnis zugrunde, dass eine Auswertung von Rotorblattspektren, also Frequenzspektren, die aus Sensorsignalen von Rotorblattsensoren generiert wurden, in einem vorbestimmten Frequenzbereich (bspw. oberhalb 100 oder 200 Hz) eine frühzeitige Diagnose von sich anbahnenden Schäden in Rotorblättern zulässt. Eine derartige Diagnose ist mittels einer herkömmlichen Auswertung von Rotorblattsensoren nicht möglich. Dies betrifft insbesondere mechanische Beschädigungen, die die Konstruktion des Rotorblattes beeinflussen, wie z. B. Risse oder Blitzschäden, bei denen Teile eines, üblicherweise laminierten oder geklebten, Rotorblatts beschädigt und/oder teilweise abgelöst werden. Derartige Schäden verursachen offensichtlich hochfrequente Schwingungen, die vorteilhafterweise jedoch nicht in Form von Einzelfrequenzen detektiert werden, sondern insbesondere in Form einer gemittelten Signalenergie über einen definierten Frequenzbereich diagnostischen Wert aufweisen.
Mit anderen Worten zeigen derartige Schäden, insbesondere Blitzschäden, in Rotorblattspektren oberhalb von 100 Hz oder 150 Hz, insbesondere oberhalb von 200 Hz, beispielsweise in einem Bereich von 100 bis 500 Hz oder 150 bis 500 Hz oder 1000 Hz, Abweichungen zu den Spektren ungeschädigter Rotorblätter. Es handelt sich vorzugsweise um Frequenzen aus dem unteren Niederfrequenzbereich, d. h. von ca. 20 Hz bis ca. 5 kHz.
Hierdurch sind bestimmte Schäden, insbesondere Konstruktionsschädigungen, frühzeitig erkennbar, wodurch eine frühzeitige und insbesondere planbare Behebung der Schäden möglich wird. Dies ermöglicht eine signifikante Kostenersparnis für den Betreiber einer entsprechenden Windenergieanlage und erhöht deren Anlagensicherheit und -verfügbarkeit. Eine derartige zeitigere und sicherere Schadensdetektion ermöglicht Aussagen über den Verlauf zunächst kleinerer, beginnender bzw. sich anbahnender Schädigungen und damit über die Dringlichkeit einer Reparatur.
Die Erfindung schlägt vor, für ein Rotorblatt, vorzugsweise für jedes Rotorblatt, ein Signalenergiemaß über einen bestimmten Frequenzbereich, wie beispielsweise dem zuvor erläuterten Frequenzbereich von 150 bis 500 Hz, zu bestimmen und zeitlich auszuwerten. Erfindungsgemäß wird für das zeitliche Auswerten das Signalenergiemaß eines Rotorblatts mit einem Mittelwert über entsprechende Signalenergiemaße von wenigstens zwei Rotorblättern derselben Windenergieanlage verglichen, wobei eine mechanische Beschädigung erkannt wird, wenn eine Abweichung der zeitlichen Verläufe des Signalenergiemaßes und des Mittelwerts voneinander einen Schwellwert überschreitet.
Die erfindungsgemäße Betrachtung erfolgt über eine bestimmte Beobachtungszeit intermittierend oder (quasi) kontinuierlich. Die Auswertung des Signalenergiemaßes kann über einen entsprechenden Zeitraum erfolgen, wobei insbesondere bestimmte Zeitabschnitte integriert, gemittelt oder in Form eines gleitenden Durchschnitts angegeben werden können.
Vorzugsweise wird als Signalenergiemaß über den bestimmten Frequenzbereich die Signalenergie selbst bestimmt, insbesondere durch Integration der Signalintensität über die Frequenz. Die Darstellung der Differenz der Signalenergie der einzelnen Rotorblattspektren zu einem gemeinsamen Mittelwert aller drei Blätter oder zu einem Referenzwert zeigt im zeitlichen Trendverlauf eine Schädigung frühzeitig an.
Zusätzlich zu einer vergleichenden Betrachtung von Rotorblättern können auch Spektren einzelner Rotorblätter hinsichtlich der Einflüsse unterschiedlicher Betriebsparameter normiert werden.
Ein besonderer Vorteil der Erfindung liegt darin, dass der Verlauf des Signalenergiemaßes, bspw. der Signalenergie über den erwähnten Frequenzbereich oder einer Differenz, eine Korrelation mit einer Schadensintensität zeigt. Dies ermöglicht es, eine Schadensintensität aus dem Verlauf des Signalenergiemaßes abzuleiten, so dass der Verlauf einer Schädigung detektiert werden kann und, z. B. bei Überschreiten eines definierten Schwellwerts, Maßnahmen eingeleitet werden können.
Insgesamt ermöglicht die vorliegende Erfindung damit eine frühzeitigere und zuverlässigere Schadensdetektion an Rotorblättern einer Windenergieanlage. Die Erfindung ermöglicht insbesondere, wie erwähnt, eine frühzeitige Erkennung von Konstruktionsschäden, wie Rissen, Haarrissen und Blitzschäden, ehe diese mit herkömmlichen Verfahren im fortgeschrittenen Stadium detektiert werden können.
Besonders vorteilhaft ist es, im Rahmen der vorliegenden Erfindung als Schwingungssensoren kapazitive Beschleunigungssensoren zu verwenden. Mit derartigen kapazitiven Sensoren ist eine Bestimmung einer unteren Grenzfrequenz von 0 Hz möglich, wodurch sich zusätzlich auch z.B. langsam drehende Komponenten sicher und zuverlässig überwachen lassen. Bei derartigen Sensoren bietet es sich an, im Sinne einer verbesserten Überwachung schnell drehender Komponenten den Frequenzbereich nach oben zu erweitern. Entsprechende Sensoren ermöglichen daher eine verbesserte Überwachung als mit üblicherweise verbauten Piezo-Beschleunigungssensoren, bei welchen nur ein Frequenzbereich zwischen ca. 0,1 Hz und 500 Hz auswertbar ist.
Vorteilhafterweise können zur Rotorblattüberwachung kommerziell erhältliche Blattüberwachungseinrichtungen verwendet werden, die beispielsweise zweiachsige Beschleunigungssensoren in jedem Rotorblatt aufweisen, die im Abstand von ca. einem Drittel der Blattlänge zur Blattwurzel positioniert sind. In Arbeitsstellung misst ein entsprechender Sensor die Beschleunigung tangential zur Rotordrehung sowie die Beschleunigung in Richtung der Rotorachse (Tangential- und Axialbeschleunigung).
Vorteilhafterweise erfolgt die Auswertung entsprechender Frequenzen im Rahmen der vorliegenden Erfindung in Form von Frequenzspektren, die beispielsweise aus Beschleunigungszeitdaten entsprechender Sensoren mittels Fouriertransformation erzeugt werden. Die Frequenzspektren können auch anders erzeugt werden, z.B. mittels diskreter Kosinustransformation, Wavelet-Transformation oder ARMA-(AutoRegressive-Moving Average) Spektralschätzer.
Die zuvor erläuterten Vorteile betreffen in gleicher Weise das erfindungsgemäße Verfahren, die erfindungsgemäße Überwachungseinrichtung und die entsprechende Recheneinheit, die, insbesondere programmtechnisch, dazu eingerichtet ist, ein erfindungsgemäßes Verfahren durchzuführen.
Auch die Implementierung der Erfindung in Form von Software ist vorteilhaft, da dies besonders geringe Kosten ermöglicht, insbesondere wenn eine ausführende Recheneinheit noch für weitere Aufgaben, wie z.B. die Ansteuerung einer Windenergieanlage oder als CMS, genutzt wird und daher ohnehin vorhanden ist. Geeignete Datenträger zur Bereitstellung des Computerprogramms sind insbesondere Disketten, Festplatten, Flash-Speicher, EEPROMs, CD-ROMs, DVDs u.a.m. Auch ein Download eines Programms über Computernetze (Internet, Intranet usw.) ist möglich.
Weitere Vorteile und Ausgestaltungen der Erfindung ergeben sich aus der Beschreibung und der beiliegenden Zeichnung.
Es versteht sich, dass die vorstehend genannten und die nachfolgend noch zu erläuternden Merkmale nicht nur in der jeweils angegebenen Kombination, sondern auch in anderen Kombinationen oder in Alleinstellung verwendbar sind, ohne den Rahmen der vorliegenden Erfindung zu verlassen.
Die Erfindung ist anhand eines Ausführungsbeispiels in der Zeichnung schematisch dargestellt und wird im Folgenden unter Bezugnahme auf die Zeichnung ausführlich beschrieben.
Figurenbeschreibung

1 zeigt eine Windenergieanlage, die mittels eines Verfahrens entsprechend einer Ausführungsform der Erfindung überwacht werden kann.
2 zeigt einen gemäß einer besonders bevorzugten Ausführungsform der Erfindung erhaltenen zeitlichen Verlauf einer Frequenzsignalenergie in einer ersten Rotorblattrichtung.
3 zeigt einen gemäß einer besonders bevorzugten Ausführungsform der Erfindung erhaltenen zeitlichen Verlauf einer Frequenzsignalenergie in einer zweiten Rotorblattrichtung.

In 1 ist eine Längsschnittansicht eines Teils einer Windenergieanlage dargestellt, die mittels eines Verfahrens gemäß einer besonders bevorzugen Ausführungsform der Erfindung überwacht werden kann. Die Windenergieanlage ist insgesamt mit 100, ihr Antriebsstrang mit 10 bezeichnet.
Der gezeigte Antriebsstrang 10 setzt sich im Wesentlichen aus einer Hauptwelle 1, an der ein Rotor 20 angebracht ist, einem Getriebe 2 sowie einer Generatorwelle 3 zusammen. Bei dem Getriebe 24 kann es sich beispielsweise um ein üblicherweise in Windenergieanlagen verwendetes dreistufiges Getriebe handeln. Die Hauptwelle 1 ist kraftschlüssig mit dem Rotor 20, beispielsweise einem Drehflügelrotor, verbunden. Die Generatorwelle 3 kann über eine Kupplung 30 mit einem Generator 40 verbunden sein. Die Hauptwelle 1, das Getriebe 2, die Generatorwelle 3 und der Generator 40 sind mit entsprechenden Mitteln abgestützt, in einem Gehäuse 50 eingeschlossen und auf einem Turm 60 angebracht. An dem Rotor 20 sind zwei teilweise dargestellte Rotorblätter 21 dargestellt. Üblicherweise in Windenergieanlagen verwendete Rotoren weisen beispielsweise drei Blätter 21 auf. Die Erfindung ist ebenso in getriebelosen Windkraftanlagen einsetzbar.
Die Blätter 21 des Rotors 20 weisen Beschleunigungssensoren 71 auf, die beispielsweise in einem Abstand von einem Drittel der Blattlänge zu einer Rotornabe bzw. -achse 25 angeordnet sind. Die Beschleunigungssensoren 71 sind als Teil eines Auswertesystems 70 mit Leitungen 72 mit einer Auswerteeinrichtung 73 verbunden, die Signale der Beschleunigungssensoren 71 auswertet und hierzu über eine nicht dargestellte Recheneinheit verfügen kann. Die Beschleunigungssensoren 71 können jeweils zwei eindimensionale Beschleunigungssensoren mit voneinander abweichender Beschleunigungsrichtung aufweisen, mittels derer eine Beschleunigung in Schwenk-Richtung des Blattes und damit tangential zum Rotor und in Schlag-Richtung des Blattes, also axial zum Rotor erfasst werden könnten.
In den 2 und 3 sind jeweils drei Signalenergiemaße aufgetragen, von denen jedes einem Rotorblatt einer Windenergieanlage mit drei Rotorblättern zugeordnet ist. Für jedes Rotorblatt wird eine über denselben Frequenzbereich gemittelte Signalenergie bestimmt. Weiterhin wird ein Mittelwert dieser drei Signalenergien bestimmt. Als Signalenergiemaß für ein bestimmtes Rotorblatt wird im vorliegenden Beispiel eine Differenz zwischen der über den Frequenzbereich gemittelten Signalenergie für dieses bestimmte Rotorblatt und dem Mittelwert verwendet. Es wurde ein Frequenzbereich von 150 bis 350 Hz verwendet. Die Signalenergiemaße sind als Trendverläufe A, B, C über eine Zeit auf der Abszisse aufgetragen.
Auf der Abszisse ist dabei die sogenannte BAID (eine Messzyklus-Identifikation) angegeben. Pro Stunde wird in der verwendeten Überwachungseinrichtung eine Messung, z.B. auf einem Daten-Backup-Server abgelegt, so dass die BAID 7000 ca. 10 Monaten Messzeit entspricht. Aufgezeichnet wird die Trendentwicklung über die Zeit.
Das hier verwendete Signalenergiemaß, d.h. die Differenz zwischen Signalenergie und Mittelwert über den betreffenden Frequenzbereich, zeigt eine Abweichung und Schädigung deutlicher und zeitiger als die Darstellung des Absolutwertes der Signalenergie.
2 zeigt einen gemäß einer besonders bevorzugten Ausführungsform der Erfindung erhaltenen zeitlichen Verlauf in Schwenk-Richtung. Die 3 zeigt in Entsprechung zu 2 eine Auswertung in Schlag-Richtung.
Es ist deutlich zu erkennen, dass das Signalenergiemaß A sowohl in Schwenk- als auch in Schlag-Richtung ab ca. BAID 6000 eine deutlich höhere Amplitude aufweist als zum Zeitraum vor einer Schädigung (z.B. BAID 5000). Das Signalenergiemaß A ist auch im Vergleich zu den anderen zwei Verläufen B und C, also den anderen Blättern, erhöht. Das Signalenergiemaß A nimmt für das Rotorblatt A in beiden Messrichtungen ab ca. sechs Wochen vor dem dargestellten Ende des Messzeitraums stetig zu.
Bei einer Rotorblattbegutachtung wurde ein Schaden durch Blitzeinschlag festgestellt, bei dem die Blattspitze aufgerissen war. Es befanden sich zusätzlich kleine Querrisse in der Nähe des Blitzeinschlags. Es ist davon auszugehen, dass die aufgerissene Blattspitze beim Umlauf Stoßimpulse durch die aufeinanderschlagenden Teile erzeugt.

Claims

Verfahren zum Erkennen einer mechanischen Beschädigung eines Rotorblatts (21) einer Windenergieanlage (100), wobei Schwingungen des Rotorblatts (21) erfasst werden und ein frequenzabhängiges Schwingungssignal erzeugt wird, wobei zu einer Anzahl von Messzeitpunkten jeweils ein Signalenergiemaß auf Grundlage einer mittleren Signalenergie in einem vorbestimmten Frequenzbereich des Schwingungssignals ermittelt wird und die jeweils bestimmten Signalenergiemaße zeitlich ausgewertet werden, um eine mechanische Beschädigung zu erkennen, dadurch gekennzeichnet, dass das zeitliche Auswerten umfasst, das Signalenergiemaß eines Rotorblatts (21) mit einem Mittelwert über entsprechende Signalenergiemaße von wenigstens zwei Rotorblättern derselben Windenergieanlage (100) zu vergleichen, wobei eine mechanische Beschädigung erkannt wird, wenn eine Abweichung der zeitlichen Verläufe des Signalenergiemaßes und des Mittelwerts voneinander einen Schwellwert überschreitet.
Verfahren nach Anspruch 1, wobei der vorbestimmte Frequenzbereich eine Breite von wenigstens 50 Hz hat.
Verfahren nach Anspruch 1 oder 2, wobei der vorbestimmte Frequenzbereich Frequenzen oberhalb von 50 Hz enthält.
Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche, wobei der vorbestimmte Frequenzbereich Frequenzen unterhalb von 1000 Hz enthält.
Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche, wobei als vorbestimmter Frequenzbereich ein Frequenzbereich von ca. 150 bis ca. 1000 Hz verwendet wird.
Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche, wobei das Signalenergiemaß eines Rotorblatts (21) mit einem Mittelwert über entsprechende Signalenergiemaße von allen Rotorblättern derselben Windenergieanlage (100) verglichen wird.
Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche, wobei das zeitliche Auswerten umfasst, das Signalenergiemaß eines Rotorblatts (21) mit einem Referenzwert zu vergleichen, wobei eine mechanische Beschädigung erkannt wird, wenn eine Abweichung der zeitlichen Verläufe des Signalenergiemaßes und des Referenzwerts voneinander einen Schwellwert überschreitet.
Recheneinheit, die zur Durchführung eines Verfahrens nach einem der vorstehenden Ansprüche eingerichtet ist.
Überwachungseinrichtung (73) für wenigstens ein Rotorblatt (21) einer Windenergieanlage (100) mit wenigstens einem Schwingungssensor (71) zur Erfassung von Schwingungen des Rotorblatts (21) und einer Recheneinheit nach Anspruch 8.