DE102013223294A1

DE102013223294A1 - Verfahren zur Erkennung einer Massen- oder Steifigkeitsveränderung einer Komponente einer Windenergieanlage

Info

Publication number: DE102013223294A1
Application number: DE102013223294.2A
Authority: DE
Inventors: Sebastian Grimm; Alexander Werkmeister; Sebastian Schmidt; Daniel Brenner
Original assignee: Robert Bosch GmbH
Current assignee: ZF Friedrichshafen AG
Priority date: 2013-11-15
Filing date: 2013-11-15
Publication date: 2015-05-21

Abstract

Die Erfindung betrifft ein Verfahren zur Erkennung einer Massen- oder Steifigkeitsveränderung einer Komponente einer Windenergieanlage, welche einen Antriebsstrang (15) und zumindest eine Komponente (10), die mit einem drehbaren Element (20) des Antriebsstrangs mechanisch verbundenen ist, aufweist, wobei sich eine Massen- oder Steifigkeitsveränderung der zumindest einen Komponente (10) durch eine Änderung einer Schwingung (100; 101; 102) der zumindest einen Komponente (10) in zumindest eine Richtung auf eine zeitlich veränderliche Größe des Antriebsstrangs (15) auswirkt, wobei die Windenergieanlage Erfassungsmittel (50) zur Erfassung der zeitlich veränderlichen Größe aufweist, womit die zeitlich veränderliche Größe zeitlich erfasst wird, wobei ein Signal der zeitlich veränderlichen Größe hinsichtlich einer Abweichung, die durch die Massen- oder Steifigkeitsveränderung der zumindest einen Komponente (10) verursacht wird, gegenüber einem Referenzwert untersucht wird.

Description

Die vorliegende Erfindung betrifft ein Verfahren zur Erkennung einer Massen- oder Steifigkeitsveränderung einer Komponente, insbesondere eines Rotorblatts, einer Windenergieanlage.
Stand der Technik
Windenergieanlagen werden auch an vereisungsgefährdeten Standorten aufgestellt. In den USA befinden sich bspw. ca. 65% der Windenergieanlagen an Standorten, an denen Vereisung möglich ist. Durch verschiedene meteorologische Phänomene kann sich Eis an den Rotorblättern von Windenergieanlagen ansetzen. Dies verursacht teilweise eine Massenzunahme von bis zu mehreren hundert Kilogramm.
Eine derart hohe Massenzunahme an den Rotorblättern kann zu starken Belastungen bis hin zur Zerstörung von Windenergieanlagen führen. Außerdem kann es zu sog. Eisabwurf kommen, d.h. Eis wird von den Rotorblättern weggeschleudert. Die Folge können Sach-, Tier- und Personenschäden sein.
Eine Möglichkeit zur Eiserkennung an Windanlagen ist zum Teil gesetzlich vorgeschrieben oder wird zum Anlagenschutz eingesetzt. Nach einer Erkennung von Eis können entsprechende Gegenmaßnahmen wie bspw. Abtauen oder Stoppen der Anlage getroffen werden.
Aus der DE 100 65 314 B4 ist bspw. ein Verfahren bekannt, womit Zustandsänderungen eines Rotorblatts, bspw. Eisansatz, einer Windanlage erkannt werden können. Dazu ist ein spezieller Sensor nötig, der am Rotorblatt angebracht ist und mit einer Auswerteeinheit verbunden ist. Eine derartiges Verfahren ist aufgrund des Sensors bzw. mehrerer Sensoren an mehreren Rotorblättern kostenintensiv und aufwändig in der Montage.
Es ist daher wünschenswert, eine Möglichkeit anzugeben, Massen- oder Steifigkeitsveränderungen von Rotorblättern oder anderen Komponenten von Windenergieanlagen kostengünstig und ohne oder zumindest mit wenig Montageaufwand zur erkennen.
Offenbarung der Erfindung
Erfindungsgemäß wird ein Verfahren mit den Merkmalen des Patentanspruchs 1 vorgeschlagen. Vorteilhafte Ausgestaltungen sind Gegenstand der Unteransprüche sowie der nachfolgenden Beschreibung.
Vorteile der Erfindung
Bei einem Verfahren zur Überwachung einer Windenergieanlage, welche einen Antriebsstrang und zumindest eine Komponente, insbesondere ein Rotorblatt, die mit einem drehbaren Element des Antriebsstrangs, insbesondere einem Rotor, mechanisch verbunden ist, wobei sich eine Massen- oder Steifigkeitsveränderung der Komponente über Schwingungsänderungen dieser Komponente auf den Antriebsstrang auswirkt, eignet sich insbesondere zur Erkennung von Eisansatz oder Blitzschlag an der Komponente der Windenergieanlage. Es ist besonders vorteilhaft, wenn dabei ohnehin vorhandene Erfassungsmittel, insbesondere ein Sensor, genutzt werden, um Änderungen in einem Signal einer von den Erfassungsmitteln erfassten Größe zu erkennen. Eine zusätzliche, aufwändige Anbringung von bspw. einem oder mehreren Sensoren an einem oder mehreren Rotorblättern ist somit nicht mehr nötig.
Vorteilhafterweise wird für die Größe eine Drehzahl, eine Drehrate, eine Beschleunigung und/oder ein Drehmoment genutzt, wobei eine oder mehrere dieser Größen an einer Rotorwelle, an einem Getriebe, in einem Getriebe und/oder an einer weiteren Welle im Antriebsstrang erfasst werden. Sie werden insbesondere nicht an der Komponente selbst erfasst. Derartige Größen werden in Windenergieanlagen üblicherweise ohnehin erfasst und eigenen sich zur Analyse hinsichtlich entsprechender Abweichungen.
Vorteilhafterweise wird die Größe über die Zeit erfasst, um das Signal zu erzeugen. Das Signal ist dementsprechend eine zeitliche Folge von Werten der Größe. Das Signal kann vorteilhafterweise zeitlich und/oder spektral analysiert werden, d.h. im Zeitbereich oder im Frequenzbereich.
Eine spektrale Analyse umfasst insbesondere eine Bewertung der auftretenden Frequenzen. Das Signal wird dabei insbesondere einer Fouriertransformation unterzogen. Vorzugsweise wird das Signal hinsichtlich Änderungen bestimmter Frequenzen untersucht, da Schwingungen von Komponenten in bestimmten Eigenfrequenzen erfolgen, die sich bei bspw. Massenzunahme und bei Steifigkeitsabnahme zu niedrigeren Frequenzen hin verschieben.
Eine zeitliche Analyse umfasst insbesondere eine Bewertung von Schwingungsdauern, Phasenlagen und Phasenverschiebungen und Dämpfungen. Das Signal wird dabei insbesondere keiner Fouriertransformation unterzogen, vielmehr werden zeitbasierte Auswerteverfahren, wie z.B. Stochastic Subspace Identification, Systemidentifikation mit autoregressiven Modellen, Stability Plot, Kalman-Filterung, Auto- und Kreuzkorrelationsanalyse im Zeitbereich sowie lineare und/oder nicht-lineare Hauptkomponentenanalyse herangezogen.
Es ist weiter von Vorteil, wenn für das erfindungsgemäße Verfahren ein Sensor benutzt wird, der sich nicht an einem sich drehenden Bauteil befindet. Dies kann bspw. ein Drehzahlsensor sein, der neben einer Welle angebracht ist. Dies vereinfacht die Anbringung des Sensors und die zugehörige Leitungsverlegung. Auch ist ein derart angebrachter Sensor weniger ausfallgefährdet.
Eine erfindungsgemäße Recheneinheit, z.B. ein Steuergerät in einer Windenergieanlage, ist, insbesondere programmtechnisch, dazu eingerichtet, 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 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 schematisch einen Antriebsstrang einer Windenergieanlage und drei über einen Rotor damit verbundene Rotorblätter.
Detaillierte Beschreibung der Zeichnung
In 1 ist ein Antriebsstrang 15 einer Windenergieanlage in einer bevorzugten Ausgestaltung dargestellt. Beispielhaft besteht der Antriebsstrang 15 aus einem als Rotor 20 ausgebildeten drehbaren Element, einer Rotorwelle 25, einem Getriebe 30, einer weiteren Welle 35 und einem Generator 40.
An den Rotor 20 mechanisch angebunden sind drei Rotorblätter 10. Schematisch sind drei Schwingungen 100, 101, 102 eines Rotorblatts 10 eingezeichnet. Dabei ist die Richtung der Schwingung 100 die Richtung einer Rotation um eine Längsachse 200 eines Rotorblatts 10.
Die Richtung der Schwingung 101 ist entlang einer Drehachse 210 des Antriebsstrangs 15. Die Richtung der Schwingung 102 ist entlang der Drehrichtung des Rotors 20, d.h. tangential zu der Drehachse 210 des Antriebsstrangs 15. Üblicherweise wird das Rotorblatt 10 zu Schwingungen angeregt. Eine Eigenfrequenz eines schwingfähigen Systems ist eine Frequenz, mit der das System nach einmaliger Anregung als Eigenform schwingen kann.
Weiterhin sind als Sensor 50 ausgebildete Erfassungsmittel zur Erfassung einer zeitlich veränderlichen Größe dargestellt. In einer bevorzugten Ausgestaltung erfasst der Sensor 50 bspw. eine Drehzahl der weiteren Welle 35. Der Sensor 50 ist an eine Recheneinheit 60 angebunden, in welcher ein Signal der erfassten Drehzahl bspw. ausgewertet wird.
Der Sensor 50 ist dabei bevorzugt ein Sensor, der ohnehin an bzw. in dem Antriebsstrang 15 der Windenergieanlage vorhanden ist, durch den die entsprechende Größe in der Windenenergieanlage ohnehin erfasst wird.
Die Schwingung 102 bspw. hat eine bestimmte Frequenz, die im Wesentlichen von der Masse und der Steifigkeit des Rotorblatts 10 abhängt. Die Schwingung 102 überträgt sich durch die mechanische Verbindung von dem Rotorblatt 10 auf den Antriebsstrang 15. Die Frequenz der Schwingung 102 ist somit in einem Signal der zeitlich veränderlichen Größe des Antriebsstrangs 15 sichtbar. Dazu muss, je nach Art der zeitlich veränderlichen Größe und/oder des Signals, eine entsprechende Umformung und/oder Anpassung des Signals vorgenommen werden, bspw. eine Fourier-Transformation. Dort ist dann die Eigenfrequenz, unter Berücksichtigung eventueller Skalierungen aufgrund von bspw. Getriebeübersetzungen, sichtbar.
Um einen Referenzwert für die Eigenfrequenz zu erhalten, wird die Eigenfrequenz bei einer ordnungsgemäß funktionierenden Windenergieanlage bestimmt. Es können auch Referenzwerte über einen Bereich unterschiedlicher Windgeschwindigkeiten und/oder Rotationsgeschwindigkeiten des Rotors 20 bestimmt werden.
Während des Betriebs der Windenergieanlage wird nun bspw. kontinuierlich die zeitlich veränderliche Größe erfasst und entsprechend verarbeitet, sodass die Eigenfrequenz der Schwingung 102 darin zu finden ist.
Bei Massen- oder Steifigkeitsveränderungen des Rotorblatts 10, bspw. durch Eisansatz oder durch Schäden, bspw. durch Blitzeinschlag, verändert sich die Eigenfrequenz der Schwingung 102. Diese Veränderung bewirkt ebenso eine Veränderung der durch den Sensor 50 erfassten zeitlich veränderlichen Größe im Antriebsstrang, d.h. es ist die veränderte Eigenfrequenz darin zu finden.
Eine solche Abweichung in der erfassten zeitlich veränderlichen Größe bedeutet somit eine Zustandsänderung des Rotorblatts 10. Entsprechende (Gegen-)Maßnahmen können eingeleitet werden. Durch bspw. genauere Analysen der Eigenfrequenz bzw. deren möglichen Änderungen ist auch eine genauere Deutung möglich, wie bspw. eine erhöhte Masse durch Eisansatz, die Höhe der Massenzunahme oder eine mechanische Veränderung des Rotorblatts durch bspw. Blitzeinschlag.
Die beispielhaft für die Schwingung 102 erläuterte Überwachung kann auch für eine der Schwingungen 100, 101 und/oder Kombinationen daraus erfolgen.
Neben den Eigenfrequenzen der Rotorblätter können auch andere Schwingungen, wie z.B. Koppelfrequenzen zwischen dem Rotor und dem Triebstrang, hinsichtlich Masseveränderung ausgewertet werden.
Eine derartige Überwachung kann nicht nur bei drehendem Rotor 20 erfolgen, sondern auch bei stehendem Rotor, wenn bspw. die Windgeschwindigkeit nicht ausreicht, um den Rotor in Drehung zu versetzen, jedoch um Schwingungen der Rotorblätter 10 anzuregen.
Alternativ oder zusätzlich zu einer Auswertung im Frequenzbereich ist eine Auswertung im Zeitbereich, um Periodendauern, Amplituden, Phasenlagen und/oder Dämpfungen zu bewerten. Auch hieraus lässt sich eine Massen- oder Steifigkeitsveränderung auf einfache Weise ermitteln, beispielsweise indem ein Periodendauer- oder Frequenzwert und/oder Amplitudenwert und/oder Phasenwert eines Referenzzustands (eisfrei und unbeschädigt) mit dem aktuellen Wert verglichen wird.
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

DE 10065314 B4 [0005]

Claims

Verfahren zur Erkennung einer Massen- oder Steifigkeitsveränderung einer Komponente einer Windenergieanlage, welche einen Antriebsstrang (15) und zumindest eine Komponente (10), die mit einem drehbaren Element (20) des Antriebsstrangs mechanisch verbundenen ist, aufweist, wobei sich eine Massen- oder Steifigkeitsveränderung der zumindest einen Komponente (10) durch eine Änderung einer Schwingung (100; 101; 102) der zumindest einen Komponente (10) in zumindest eine Richtung auf eine zeitlich veränderliche Größe des Antriebsstrangs (15) auswirkt; wobei die Windenergieanlage Erfassungsmittel (50) zur Erfassung der zeitlich veränderlichen Größe aufweist, womit die zeitlich veränderliche Größe zeitlich erfasst wird; wobei ein Signal der zeitlich veränderlichen Größe hinsichtlich einer Abweichung, die durch die Massen- oder Steifigkeitsveränderung der zumindest einen Komponente (10) verursacht wird, gegenüber einem Referenzwert untersucht wird.
Verfahren nach Anspruch 1, wobei die zeitlich veränderliche Größe eine Drehzahl, eine Drehrate, eine Beschleunigung und/oder ein Drehmoment ist.
Verfahren nach Anspruch 1 oder 2, wobei die zeitlich veränderliche Größe an einer Rotorwelle (25), an einem Getriebe (30), in einem Getriebe (30) und/oder an einer weiteren Welle (35) in dem Antriebsstrang (15) erfasst wird.
Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche, wobei das Signal hinsichtlich einer Abweichung einer Frequenz gegenüber einem Referenzwert der Frequenz untersucht wird.
Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche, wobei das Signal hinsichtlich einer Abweichung einer Periodendauer und/oder Amplitude und/oder Phasenlage und/oder Dämpfung gegenüber einem Referenzwert untersucht wird.
Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche, wobei sich zumindest ein Teil der Erfassungsmittel (50) zur Erfassung der zeitlichen Größe an einem sich nicht drehenden Bauteil befindet.
Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche, wobei die Erfassungsmittel (50) zur Erfassung der zeitlich veränderlichen Größe zumindest einen Sensor umfassen.
Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche, das durchgeführt wird, während sich der Antriebsstrang (15) dreht oder sich nicht dreht.
Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche, wobei die wenigstens eine Komponente (10) ein Rotorblatt ist.
Recheneinheit (60), die dazu eingerichtet ist, ein Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche durchzuführen.
Computerprogramm, das eine Recheneinheit veranlasst, ein Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 9 durchzuführen, wenn es auf der Recheneinheit, insbesondere nach Anspruch 10, ausgeführt wird.
Maschinenlesbares Speichermedium mit einem darauf gespeicherten Computerprogramm nach Anspruch 11.