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Die vorliegende Erfindung bezieht sich auf eine Sensoranordnung für ein Rotorblatt einer Windenergieanlage, ein Rotorblatt mit einer Sensoranordnung, eine Windenergieanlage sowie ein Verfahren zum Betreiben einer Windenergieanlage.
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Windenergieanlagen (WEA) werden auf einen maximalen Ertrag aus der Windkraft gesteuert. Dabei werden maximale Belastungen von Komponenten teilweise überschritten, so dass es zu Verschleißschäden kommt, die nicht immer rechtzeitig erkannt werden können. In der Folge kann es zu Totalausfällen kommen die insbesondere bei Anlagen auf dem Meer zu extrem hohen Reparaturkosten führen.
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Vor diesem Hintergrund werden mit dem hier vorgestellten Ansatz eine Sensoranordnung für ein Rotorblatt einer Windenergieanlage, ein Rotorblatt mit einer Sensoranordnung, eine Windenergieanlage sowie ein Verfahren zum Betreiben einer Windenergieanlage gemäß den Hauptansprüchen vorgestellt. Vorteilhafte Ausgestaltungen ergeben sich aus den jeweiligen Unteransprüchen und der nachfolgenden Beschreibung.
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Dem vorgestellten Ansatz liegt die Erkenntnis zugrunde, dass unter Berücksichtigung eines Innendrucks eines Rotorblatts und einer Richtung des Erdmagnetfelds Regelgrößen für eine Windenergieanlage abgeleitet werden können, die bisher nur schwer oder ungenau erfasst werden können.
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Der hier vorgestellte Ansatz schafft eine Sensoranordnung zum Anordnen in einem Rotorblatt einer Windenergieanlage, wobei die Sensoranordnung die folgenden Merkmale aufweist:
einen Drucksensor zum Bereitstellen eines Drucksignals, das einen Innendruck im Rotorblatt repräsentiert; und
einen mehrachsigen Magnetfeldsensor zum Bereitstellen eines Magnetfeldsignals, das eine Richtung des Erdmagnetfelds aus einer Perspektive des Rotorblatts repräsentiert.
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Unter einer Sensoranordnung kann ein Sensorcluster verstanden werden. Ein Drucksensor kann ein druckempfindliches Sensorelement aufweisen, das eine durch den Innendruck auf sie ausgeübte Kraft in einem elektrischen Drucksignal abbilden kann. Ein Magnetfeldsensor kann eine aktuelle Richtung von Magnetfeldlinien, die den Magnetfeldsensor durchdringen, in einem elektrischen Magnetfeldsignal abbilden. Insbesondere kann die Richtung durch drei Intensitätssignale abgebildet werden, die je eine Intensität des Magnetfelds in einer Raumrichtung repräsentieren. Da das Rotorblatt im Betrieb näherungsweise auf einer Kreisbahn um eine Rotornabe der Windenergieanlage umläuft, verändert sich aus der Perspektive des Rotorblatts die Richtung des Erdmagnetfelds kontinuierlich.
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Die Sensoren können in einer gemeinsamen Baugruppe vereint sein. Die Sensoren können in einem gemeinsamen Gehäuse angeordnet sein. Durch eine räumlich konzentrierte Anordnung kann die Sensoranordnung über eine einzelne mechanische Schnittstelle im Rotorblatt befestigt werden.
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Die Sensoranordnung kann einen mehrachsigen Beschleunigungssensor zum Bereitstellen eines Beschleunigungssignals umfassen. Das Beschleunigungssignal kann eine Beschleunigung an der Sensoranordnung repräsentieren. Die Sensoranordnung kann einen mehrachsigen Drehratensensor zum Bereitstellen eines Drehratensignals umfassen. Das Drehratensignal kann eine Drehrate an der Sensoranordnung repräsentieren. Der Beschleunigungssensor und der Drehratensensor können mit dem Drucksensor und dem Magnetfeldsensor in der Baugruppe vereint sein. Durch einen Beschleunigungssensor und einen Drehratensensor kann eine Bewegung des Rotorblatts erfasst werden. Durch die Konzentration der Sensoren an einem Ort können alle Sensordaten auf einen gemeinsamen Messpunkt bezogen werden.
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Die Sensoranordnung kann eine Auswerteelektronik zum Fusionieren zumindest des Drucksignals und des Magnetfeldsignals umfassen. Die Auswerteelektronik kann ferner das Beschleunigungssignal und das Drehratensignal mit dem Drucksignal und dem Magnetfeldsignal fusionieren. Durch die Sensordatenfusion kann eine gemeinsame Zeitbasis für alle Signale verwendet werden. Dadurch können in den Sensordaten abgebildete Ereignisse an der Windenergieanlage einfach referenziert werden. Charakteristische Muster in den Signalverläufen können so einfach erkannt werden.
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Ferner wird ein Rotorblatt für eine Windenergieanlage vorgestellt, wobei eine Sensoranordnung gemäß dem hier vorgestellten Ansatz im Rotorblatt angeordnet ist. Die Sensoranordnung kann im Inneren des Rotorblatts vormontiert werden.
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Weiterhin wird eine Windenergieanlage mit einem Rotor vorgestellt, wobei der Rotor zumindest ein Rotorblatt gemäß dem hier vorgestellten Ansatz aufweist. Die Sensoranordnungen können mit einem zentralen Steuergerät der Windenergieanlage verbunden sein. Die Signale der Sensoranordnung können dort weiterverarbeitet werden.
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Die Windenergieanlage kann eine weitere Sensoranordnung gemäß dem hier vorgestellten Ansatz aufweisen, die in einer Nabe des Rotors angeordnet ist. In der Nabe können besonders gut Messgrößen, insbesondere Beschleunigungen aufgenommen werden, die aus der Windenergieanlage in den Rotor übertragen werden. Dadurch können die Signale der Sensoranordnungen in den Rotorblättern gefiltert werden, um einen Einfluss der äußeren Größen zu begrenzen.
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Es wird ferner ein Verfahren zum Betreiben einer Windenergieanlage gemäß dem hier vorgestellten Ansatz vorgestellt, wobei das Verfahren die folgenden Schritte aufweist:
Einlesen des Drucksignals und des Magnetfeldsignals pro Rotorblatt; und
Bestimmen zumindest einer Regelgröße für die Windenergieanlage unter Verwendung einer Sensordatenfusion des Drucksignals und des Magnetfeldsignals.
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Im Schritt des Bestimmens kann eine Windlast und/oder eine Ausrichtung des Rotors zur Windrichtung bestimmt werden.
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Im Schritt des Bestimmens kann eine Beschädigung einer Außenhülle des Rotorblatts und/oder eine Verstopfung einer Ablassöffnung erkannt werden.
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Die Erfindung wird nachstehend anhand der beigefügten Zeichnungen beispielhaft näher erläutert. Es zeigen:
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1 eine Darstellung einer Windenergieanlage gemäß einem Ausführungsbeispiel der Erfindung;
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2 ein Blockschaltbild einer Sensoranordnung gemäß einem Ausführungsbeispiel der Erfindung; und
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3 ein Ablaufdiagramm eines Verfahrens zum Betreiben einer Windenergieanlage gemäß einem Ausführungsbeispiel der Erfindung.
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Gleiche oder ähnliche Elemente können in den nachfolgenden Figuren durch gleiche oder ähnliche Bezugszeichen versehen sein. Ferner enthalten die Figuren der Zeichnungen, deren Beschreibung sowie die Ansprüche zahlreiche Merkmale in Kombination. Einem Fachmann ist dabei klar, dass diese Merkmale auch einzeln betrachtet werden oder sie zu weiteren, hier nicht explizit beschriebenen Kombinationen zusammengefasst werden können.
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1 zeigt eine Darstellung einer Windenergieanlage 100 gemäß einem Ausführungsbeispiel der Erfindung. Die Windenergieanlage 100 weist einen Rotor 102 mit drei Rotorblättern 104 auf.
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In jedem der Rotorblätter 104 ist an der gleichen Stelle im Rotorblatt 104 eine Sensoranordnung 106 gemäß dem hier vorgestellten Ansatz verbaut. Dabei sind die Sensoranordnungen 106 insbesondere jeweils im gleichen Abstand zu einer Nabe 108 des Rotors 102 verbaut.
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In einem Ausführungsbeispiel ist in der Nabe 108 eine optionale weitere Sensoranordnung 106 gemäß dem hier vorgestellten Ansatz verbaut.
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Der Aufbau einer solchen die Sensoranordnungen 106, wie sie im Rotorblatt 104 und in der Nabe 108 angeordnet werden kann, wird nachfolgend anhand von 2 näher beschrieben.
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Das Gesamtsystem Windkraftanlage (WEA) 100 ist besonders schwingungsempfindlich. Diese Schwingungen werden insbesondere durch turbulente Windfelder und die Wandlung der Windenergie in Rotationsenergie an den Rotorblattern 104 verursacht. Die Kenntnis der Windlast an einem Rotorblatt 104 und insbesondere die Ausrichtung der Anlage 100 zur Windrichtung sind für die Regelung der Windkraftanlage 100 enorm wichtig. Mit dem hier vorgestellten Ansatz wird ein zuverlässiges, kostengünstiges Verfahren vorgestellt, um diese zu messen und als Regelparameter zur Verfügung zu stellen.
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Zur Bewertung der Lasten, die auf den Rotor 102 der Windenergieanlage 100 wirken, werden die Drehrate in Langsachse des Rotorblattes 104 und Beschleunigungssignale genutzt. Eine Durchbiegung des Blattes 104 in Schlagrichtung über die weiche, flächige Seite des Rotorblattes 104 kann ebenfalls erfasst werden.
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Bei dem hier vorgestellten Ansatz werden alle Einflussgrößen mit einem Sensor 106 erfasst und Regelungsparameter abgeleitet.
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Da es sich bei Rotorblättern 104 in der Regel um GFK-Konstruktionen handelt, wird das Magnetfeld an dieser Position weit weniger verfälscht als bei einer Messung in der Gondel mit Metallkonstruktionen und elektromagnetischen Feldern durch den Generator. Durch die drei Sensoren 106 (je Rotorblatt 104 einer) wird eine Konsolidierung und Steigerung der Genauigkeit bei der Bestimmung von magnetisch Nord erreicht. Die WEA 100 kann bezügliche ihrer Absolutausrichtung im Magnetfeld der Erde bewertet werden. Das ist damit viel zuverlässiger als die Messung im Turm mit Feldverzerrungen oder Inkrementalgebern im Azimutantrieb, die zumindest einer einmaligen Einmessung bedürfen.
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Die hochgenaue Druckmessung ermöglicht es, eine Verstopfung der Ablassöffnung in der Blattspitze zu detektieren. Sofern das Rotorblatt 104 gegenüber der Nabe verschlossen ist, wozu gegebenenfalls eine Abdichtung notwendig ist, entsteht durch die Rotation der Blattspitze der sogenannte Schornstein-Effekt beziehungsweise das Venturiprinzip. Dies führt zu einem leichten Unterdruck im Blatt 104. Das Erkennen der Verstopfung durch Schmutz und Ablagerungen ist wichtig, da sich immer kondensierte Feuchtigkeit im Blatt 104 befinden kann. Sammelt sich diese in der Blattspitze, entsteht bei Blitzschlag trotz funktionierendem Blitzableiter eine schlagartige Verdampfung des Wassers, die zur Zerstörung der Blattspitze und in der Folge zu Totalverlust des Blattes 104 und der Anlage 100 durch schlagartige Unwucht führen kann.
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Somit werden zusätzlich zu den Drehratensensoren und Beschleunigungssensoren der Sensoranordnungen 106 weitere Sensoren zum Erfassen der Richtung des Erdmagnetfeldes und des Luftdrucks im Blatt eingesetzt. Diese Sensoren können ebenfalls in den Sensoranordnungen 106 angeordnet sein. Die Messung des Magnetfeldes erlaubt eine Genauigkeitssteigerung bei der Messung der Rotorausrichtung und der Rotorblattdurchbiegung. Die Messung des Luftdruckes lässt auf Schadensereignisse schließen.
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Ferner können in zumindest einem Rotorblatt 104 der Windenergieanlage 100 optional mehrere zusätzliche Sensoren angebracht sein, die für genauere Messungen oder zur Darstellung weiterer Messgrößen vorgesehen sein können.
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2 zeigt ein Blockschaltbild einer Sensoranordnung 106 gemäß einem Ausführungsbeispiel der Erfindung. Die Sensoranordnung 106 kann dabei im Zusammenhang mit der in 1 gezeigten Windkraftanlage eingesetzt werden.
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Die Sensoranordnung 106 weist gemäß diesem Ausführungsbeispiel zehn Freiheitsgrade auf. Insbesondere weist die Sensoranordnung 106 einen Drucksensor 200, einen mehrachsigen Magnetfeldsensor 202, einen mehrachsigen Beschleunigungssensor 204 und einen mehrachsigen Drehratensensor 206 auf.
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Der Drucksensor 200 ist dazu ausgebildet, einen Innendruck im Rotorblatt in einem Drucksignal 208 abzubilden. Der Magnetfeldsensor 202 ist dazu ausgebildet, eine Richtung des Erdmagnetfelds in einem Magnetfeldsignal 210 abzubilden. Dazu weist der Magnetfeldsensor 202 drei in unterschiedliche Raumrichtungen ausgerichtete Magnetfeldaufnehmer 212, 214, 216 auf. Der Beschleunigungssensor 204 ist dazu ausgebildet, eine Beschleunigung an der Sensoranordnung 106 in einem Beschleunigungssignal 218 abzubilden. Dazu weist der Beschleunigungssensor 204 drei in unterschiedlichen Raumrichtungen ausgerichtete Beschleunigungsaufnehmer 220, 222, 224 auf. Der Drehratensensor 206 ist dazu ausgebildet, eine Drehrate an der Sensoranordnung 106 in einem Drehratensignal 226 abzubilden. Dazu weist der Drehratensensor 206 drei in unterschiedlichen Raumrichtungen ausgerichtete Drehratenaufnehmer 228, 230, 232 auf.
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Die Aufnehmer 212, 214, 216, 220, 222, 224, 228, 230, 232 der mehrachsigen Sensoren 202, 204, 206 können orthogonal zueinander ausgerichtet sein. Dadurch kann die jeweilige Messgröße besonders gut räumlich aufgelöst werden. Insbesondere sind jeweils die ersten Aufnehmer 212, 220, 228 in einer ersten Raumrichtung ausgerichtet, während die zweiten Aufnehmer 214, 222, 230 in einer zweiten Raumrichtung ausgerichtet sind und die dritten Aufnehmer 216, 224, 232 in einer dritten Raumrichtung ausgerichtet sind.
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Die Sensoren 200, 202, 204, 206 der Sensoranordnung 106 sind mit einer Auswerteelektronik 234 der Sensoranordnung 106 verbunden. Die Auswerteelektronik 234 ist dazu ausgebildet, durch eine Sensordatenfusion der Sensordaten 208, 210, 218, 226 zumindest eine Führungsgröße 236 für die Windenergieanlage zu bestimmen.
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Die einzelnen Sensoren 200, 202, 204, 206 und die Auswerteelektronik 234 sind in einer gemeinsamen Baugruppe 238 angeordnet. Insbesondere sind die Sensoren 200, 202, 204, 206 und die Auswerteelektronik 234 in einem gemeinsamen Gehäuse 238 angeordnet. Die Baugruppe 238 beziehungsweise das Gehäuse 238 weist eine mechanische Schnittstelle 240 zum Befestigen der Sensoranordnung 106 im Rotorblatt auf.
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Durch die voranschreitende Integration von mikromechanischen Sensoren 200, 202, 204, 206 stehen Sensoren 106 mit zehn sogenannten „Freiheitsgraden" zur Verfügung. Mit dem hier vorgestellten Sensor 106 steht ein Sensor-Cluster 106 zur Verfügung, das alle relevanten Informationen, wie dreiachsige Beschleunigung 218, dreiachsige Drehrate 226, dreiachsiges Magnetfeld 210 und Druck 208 (= zehn Sensorsignale = 10D = zehn „Freiheitsgrade") erfasst und über den integrierten Mikrocontroller 234 Sensordatenfusion betreiben und Regelungsgrößen 236 ableiten kann.
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3 zeigt ein Ablaufdiagramm eines Verfahrens 300 zum Betreiben einer Windenergieanlage gemäß einem Ausführungsbeispiel der Erfindung. Das Verfahren 300 kann auf einer Auswerteelektronik, wie sie in 2 dargestellt ist, ausgeführt werden. Das Verfahren 300 weist einen Schritt 302 des Einlesens und einen Schritt 304 des Bestimmens auf. Im Schritt 302 des Einlesens werden das Drucksignal und das Magnetfeldsignal eingelesen. Im Schritt 304 des Bestimmens wird zumindest einer Regelgröße für die Windenergieanlage unter Verwendung einer Sensordatenfusion des Drucksignals und des Magnetfeldsignals bestimmt. Insbesondere kann im Schritt 304 des Bestimmens eine Windlast und alternativ oder ergänzend eine Ausrichtung des Rotors zur Windrichtung bestimmt werden. Weiterhin kann im Schritt 302 des Bestimmens eine Beschädigung einer Außenhülle des Rotorblatts und alternativ oder ergänzend eine Verstopfung einer Ablassöffnung im Rotorblatt erkannt werden.
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Mit anderen Worten zeigt 3 ein Verfahren 300 zur Sensordatenfusion im Rotorblatt einer Windenergieanlage. Es wird die Sensordatenfusion in einem Sensor im Rotorblatt vorgestellt. Typischerweise wird pro Rotorblatt ein Sensor eingesetzt. Ein vierter Sensor kann in der Nabe platziert werden. Daraus kann eine Rotorblattbiegung und/oder eine Rotorlast, eine Messung einer Rotordrehzahl, eine Messung einer Rotorposition, eine Eisdetektion über Eigenfrequenzanalyse, eine Schadensdetektion über Frequenzspektrumanalyse, eine Detektion der WEA-Ausrichtung über integrierte Magnetfeldsensoren, eine Ableitung von Fehlausrichtung über Magnetfeld und Rotorblattbiegungsverlauf wahrend des Umlaufs, asymmetrische Belastung lässt auf Querkräfte schließen, eine Erkennung von Löchern/Rissen im Rotorblatt über Druckmessung und eine Erkennung einer Verstopfung der Ablassöffnung an der Blattspitze durch Druckmessung über das Venturiprinzip abgeleitet werden.
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Die gezeigten Ausführungsbeispiele sind nur beispielhaft gewählt und können miteinander kombiniert werden.
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Bezugszeichenliste
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- 100
- Windenergieanlage
- 102
- Rotor
- 104
- Rotorblatt
- 106
- Sensoranordnung
- 108
- Nabe
- 200
- Drucksensor
- 202
- Magnetfeldsensor
- 204
- Beschleunigungssensor
- 206
- Drehratensensor
- 208
- Drucksignal
- 210
- Magnetfeldsignal
- 212
- erster Magnetfeldaufnehmer
- 214
- zweiter Magnetfeldaufnehmer
- 216
- dritter Magnetfeldaufnehmer
- 218
- Beschleunigungssignal
- 220
- erster Beschleunigungsaufnehmer
- 222
- zweiter Beschleunigungsaufnehmer
- 224
- dritter Beschleunigungsaufnehmer
- 226
- Drehratensignal
- 228
- erster Drehratenaufnehmer
- 230
- zweiter Drehratenaufnehmer
- 232
- dritter Drehratenaufnehmer
- 234
- Auswerteelektronik
- 236
- Führungsgröße
- 238
- Bauelement, Gehäuse
- 240
- mechanische Schnittstelle
- 300
- Verfahren zum Betreiben einer Windenergieanlage
- 302
- Schritt des Einlesens
- 304
- Schritt des Bestimmens
