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TECHNISCHES GEBIET
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Ausführungsformen der Offenbarung betreffen ein Überwachungsverfahren für eine Windkraftanlage, eine zugehörige Überwachungsvorrichtung zum Ausführen des Überwachungsverfahrens sowie eine Windkraftanlage mit der Überwachungsvorrichtung.
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STAND DER TECHNIK
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Der Triebstrang einer Windkraftanlage, der typischerweise den Generator, das Getriebe und die zugehörigen Verbindungselemente umfasst, ist im Betrieb hohen Belastungen ausgesetzt. Schäden im Triebstrang können zu einem Ausfall der Windkraftanlage mit langen Stillstandszeiten und/oder hohen Reparaturkosten führen. Eine Überwachung des Triebstrangs kann zu einer frühzeitigen Erkennung von Schäden beitragen und solche Stillstandszeiten und/oder Reparaturkosten vermeiden helfen. Schäden umfassen beispielsweise kurzfristig auftretende Schäden, die zu einer raschen Überhitzung von Komponenten des Triebstranges führen, oder Langzeitschäden wie z. B. Verschleiß.
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Aus dem Stand der Technik sind Überwachungsverfahren zum Erkennen kurzfristiger Schäden bekannt. Beispielsweise kommt ein Temperatur-Überwachungssystem mit Temperatursensoren zum Einsatz, das eine lokale oder verteilte Überhitzung von Komponenten des Triebstranges detektieren kann und im Ansprechen auf eine erkannte Überhitzung ein Alarmsignal ausgibt und/oder die Windkraftanlage in einen sicheren Zustand bringt, z. B. einen Abschaltzustand.
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Im Stand der Technik sind auch Überwachungsverfahren zum Erkennen von Langzeitschäden bekannt. Übliche Überwachungsverfahren vergleichen eine gemessene Vibrationscharakteristik am Getriebe mit einer modellierten und/oder angelernten Vibration für einen bestimmten Betriebspunkt. Außerdem kommen Partikelzähler zum Einsatz, die eine Partikelzahl im Getriebeöl bestimmen können. Aus
DE 10 2014 201 272 A1 ist beispielsweise ein Verfahren zur Wirkungsgradüberwachung einer Windkraftanlage bekannt.
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Sollen sowohl kurzfristige Schäden als auch Langzeitschäden detektiert werden, dann werden gemäß dem Stand der Technik die oben erwähnten Technologien kombiniert, was zu einem hohen Komplexitätsgrad führt. Bei einer Temperaturerkennung und auch bei einer Vibrationsmessung werden außerdem nur dedizierte Messstellen (Messorte) überwacht, was die Detektionsgenauigkeit verringern kann.
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Es ist eine Aufgabe der vorliegenden Offenbarung, ein Überwachungsverfahren oder eine Überwachungsvorrichtung für eine Windkraftanlage anzugeben, das gegenüber der aus dem Stand der Technik bekannten Technologie einfach konfiguriert werden kann und/oder dazu geeignet ist, Kurz- wie Langzeitschäden zu detektieren.
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ZUSAMMENFASSUNG DER ERFINDUNG
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Gemäß Ausführungsformen wird ein Überwachungsverfahren für eine Windkraftanlage angegeben. Das Verfahren umfasst ein Bestimmen jeweils einer Messreihe der Effizienz der Windkraftanlage aus einer Rotorleistung und einer Generatorleistung der Windkraftanlage in mindestens einem vorgegebenen Messzeitraum; ein Ermitteln jeweils einer Differenz zwischen einer für den jeweiligen vorgegebenen Messzeitraum erwarteten Effizienz der Windkraftanlage und der bestimmten Effizienz der Windkraftanlage, wobei ein Modell anhand von Anlagenparametern die erwartete Effizienz ausgibt; und ein Bestimmen, aus der jeweiligen Differenz, jeweils eines Betriebszustandes der Windkraftanlage, insbesondere eines Betriebszustandes des Triebstranges der Windkraftanlage.
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Gemäß Ausführungsformen wird eine Überwachungsvorrichtung für eine Windkraftanlage angegeben. Die Überwachungsvorrichtung umfasst eine Steuerung, die derart konfiguriert ist, dass sie das hierin beschriebene Überwachungsverfahren ausführt.
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Gemäß Ausführungsformen wird eine Windkraftanlage angegeben, die eine hierin beschriebene Überwachungsvorrichtung umfasst.
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Figurenliste
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Ausführungsbeispiele sind in den Zeichnungen dargestellt und in der nachfolgenden Beschreibung näher erläutert. In den Zeichnungen zeigen:
- 1 ein schematisches Blockdiagramm von Komponenten zum Erläutern eines hierin offenbarten Überwachungsverfahrens für eine Windkraftanlage;
- 2 ein schematisches Blockdiagramm einer Windkraftanlage mit einer hierin beschriebenen Überwachungsvorrichtung;
- 3 ein schematisches Ablaufdiagramm eines Überwachungsverfahrens für eine Windkraftanlage gemäß einer Ausführungsform; und
- 4 ein schematisches Ablaufdiagramm eines Überwachungsverfahrens für eine Windkraftanlage gemäß einer weiteren Ausführungsform.
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BESCHREIBUNG VON AUSFÜHRUNGSFORMEN
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Im Folgenden wird detaillierter Bezug genommen auf verschiedene Ausführungsformen der Erfindung, wobei ein oder mehrere Beispiele in den Zeichnungen veranschaulicht sind.
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1 zeigt ein schematisches Blockdiagramm von Komponenten zum Erläutern eines hierin offenbarten Überwachungsverfahrens für eine Windkraftanlage. 2 zeigt ein schematisches Blockdiagramm einer Windkraftanlage 1, die eine hierin beschriebene Überwachungsvorrichtung 100 umfasst. Die Überwachungsvorrichtung 100 ist dazu konfiguriert, das hierin beschriebene Überwachungsverfahren auszuführen. Im Folgenden beziehen sich Ausführungen betreffend das Überwachungsverfahren auch auf eine zur entsprechenden Ausführung konfigurierte Überwachungsvorrichtung 100.
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Es wird beispielhaft eine Windkraftanlage 1 mit drei Rotorblättern angenommen; die vorliegende Offenbarung ist darauf aber nicht beschränkt.
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In 1 sind an einem ersten Rotorblatt der Windkraftanlage 1 an einer oder mehreren geeigneten Stellen ein oder mehrere Dehnungssensoren 10a angeordnet, die ihre Messsignale an eine Biegemomentberechnungseinheit 20a ausgeben. Die Biegemomentberechnungseinheit 20a führt das berechnete Biegemomentsignal einer Transformationseinheit 21a zu. Die Transformationseinheit 21a nimmt außerdem einen Pitchwinkel von einem Pitchwinkelgeber 11a entgegen und transformiert das berechnete Biegemomentsignal unter Verwendung des Pitchwinkels in ein Biegemomentsignal des ersten Rotorblatts in Rotorkoordinaten.
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Für ein zweites und ein drittes Rotorblatt der Windkraftanlage sind in analoger Weise ein oder mehrere Dehnungssensoren 10b bzw. 10c, Biegemomentberechnungseinheiten 20b bzw. 20c und Transformationseinheiten 21b bzw. 21c bereitgestellt.
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Die Biegemomentsignale für das erste, zweite und dritte Rotorblatt in Rotorkoordinaten werden in einer Rotorleistungs-Berechnungseinheit 22 aufsummiert. Der Rotorleistungs-Berechnungseinheit 22 wird außerdem eine mittels eines Rotorgeschwindigkeitssensors 12 gemessene oder anderweitig ermittelte momentane Rotorgeschwindigkeit zugeführt. Aus den aufsummierten Biegemomenten und der Rotorgeschwindigkeit wird eine momentane Rotorleistung bestimmt. Außerdem wird messtechnisch, beispielsweise mittels einer Generatorleistungs-Messeinrichtung 13, oder anderweitig eine momentane Generatorleistung bestimmt.
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Der oben beschriebene Weg zum Erhalten der momentanen Rotorleistung und der momentanen Generatorleistung ist beispielhaft, und die momentane Rotorleistung und/oder die momentane Generatorleistung können auch anderweitig ermittelt werden.
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Die momentane Rotorleistung und die momentane Generatorleistung werden der Überwachungsvorrichtung 100 zugeführt, die in 1 schematisch mit einer unterbrochenen Linie dargestellt ist und in dem in 1 gezeigten Ausführungsbeispiel weitere Komponenten aufweist, die untenstehend noch erläutert werden.
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Die Überwachungsvorrichtung 100 ist dazu konfiguriert, ein hierin offenbartes Überwachungsverfahren auszuführen.
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Das Überwachungsverfahren gemäß einer Ausführungsform umfasst, wie in dem Ablaufdiagramm in 3 gezeigt, in 1010 ein Bestimmen jeweils einer Messreihe der Effizienz der Windkraftanlage 1 aus der Rotorleistung und der Generatorleistung der Windkraftanlage. Die Messreihe wird in mindestens einem vorgegebenen oder vorgebbaren Messzeitraum bestimmt und/oder für diesen Messzeitraum aufgezeichnet. Die (tatsächliche) Effizienz wird für diesen Messzeitraum bestimmt, insbesondere als mittlere Effizienz für diesen Messzeitraum.
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In 1011 wird eine Differenz zwischen einer für den jeweiligen vorgegebenen Messzeitraum erwarteten Effizienz der Windkraftanlage und der in 1010 bestimmten Effizienz der Windkraftanlage 1 ermittelt. Aus der Differenz wird in 1012 jeweils ein Betriebszustand der Windkraftanlage 1 bestimmt. Der Betriebszustand umfasst insbesondere einen Betriebszustand des Triebstranges der Windkraftanlage 1.
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Bei Ausführungsformen umfasst das Verfahren, wie in dem Ablaufdiagramm in 4 gezeigt, ferner ein Bestimmen der Rotorleistung in Anlehnung an die oben in Zusammenhang mit 1 beschriebene Technologie. Insbesondere umfasst das Bestimmen der Rotorleistung in 1001 das Bestimmen eines Biegemoments jedes Rotorblatts der Windkraftanlage 1 aus einer gemessenen Dehnung oder mehreren gemessenen Dehnungen des jeweiligen Rotorblatts; in 1002 das Bestimmen einer Rotorgeschwindigkeit des Rotors der Windkraftanlage 1; und in 1003 das Summieren der Biegemomente und das Multiplizieren der summierten Biegemomente mit der Rotorgeschwindigkeit, um die Rotorleistung zu erhalten.
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Unter erneuter Bezugnahme auf 1 umfasst die Überwachungsvorrichtung 100 gemäß der dargestellten Ausführungsform eine Effizienz-Berechnungseinheit 23, die so konfiguriert ist, dass sie die momentane Effizienz aus der ihr zugeführten momentanen Rotorleistung und der ihr zugeführten momentanen Generatorleistung berechnet.
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Die Überwachungsvorrichtung 100 umfasst außerdem ein anlagenspezifisches Modell 30, beispielsweise mathematisches Modell, der zu erwartenden Effizienz. Dem Modell 30 wird typischerweise der Betriebspunkt der Windkraftanlage 1 für den vorgegebenen Messzeitraum zugeführt. Dem Modell 30 können auch Anlagenparameter für den vorgegebenen Messzeitraum zugeführt werden, aus welchen der Betriebspunkt bestimmt werden kann, beispielsweise und ohne Beschränkung eine Windgeschwindigkeit, eine Windrichtung, eine Außentemperatur, eine Generatortemperatur, ein Pitchwinkel und dergleichen. Das Modell gibt anhand des Betriebspunkts bzw. der Anlagenparameter die erwartete Effizienz aus.
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Einer Differenzbildungseinheit 25 wird die mittels der Effizienz-Berechnungseinheit 23 berechnete momentane Effizienz und die mittels des Modells bestimmte erwartete Effizienz zugeführt, und die Differenzbildungseinheit 25 ermittelt die Differenz, oder Abweichung, zwischen der erwarteten Effizienz und (tatsächlichen) momentanen Effizienz. Die Differenzbildung kann auch eine Absolutwertbildung beinhalten.
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Wie in 1 gezeigt, kann in die Differenzbildungseinheit 25 optional auch ein Signal aus einem oder mehreren zusätzlichen Sensoren 14 eingegeben werden, um das Ergebnis der Differenzbildung zu verbessern. Die zusätzlichen Sensoren 14 können insbesondere einen Generatorleistungssensor, einen Windgeschwindigkeitssensor, einen Windrichtungssensor, einen Generatortemperatursensor und/oder einen Pitchwinkelsensor umfassen. Die genannten Größen können auch indirekt aus anderen Anlagenparametern abgeleitet werden und der Differenzbildungseinheit 25 zugeführt werden. Beispielsweise können die Größen auch in Form von SCADA-Parametern oder dergleichen verfügbar sein.
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Die Differenz wird einer Filtereinheit 26 zugeführt. Die Filtereinheit 26 bezieht die Differenz auf den Messzeitraum und wendet in Abhängigkeit des Messzeitraums, beispielsweise der Länge des Messzeitraums, einen passenden oberen oder unteren Schwellenwert an. Der Messzeitraum wird in Zeitfenster unterteilt, über welche jeweils die Differenz betrachtet wird. Die Zeitfenster werden so gewählt, dass angenommen werden kann, dass die Windgeschwindigkeit in dem Zeitfenster konstant oder näherungsweise konstant ist. Die Filtereinheit 26 mittelt dabei lokale Schwankungen der Effizienz aus, was dazu beitragen kann, turbulente Effekte wie z. B. starke Windböen etc. nicht überzubewerten.
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Bei Ausführungsformen wird eine erste Messreihe der Effizienz in einem ersten vorgegebenen oder vorgebbaren Messzeitraum bestimmt, und eine zweite Messreihe der Effizienz wird in einem zweiten vorgegebenen oder vorgebbaren Messzeitraum bestimmt. Der erste Messzeitraum ist kürzer als der zweite Messzeitraum.
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Beispielsweise ist der erste Messzeitraum zwischen 10 Sekunden und 10 Minuten lang, typischerweise zwischen 10 Sekunden und 1 Minute. In einem solchen kurzen Messzeitraum können insbesondere kurzfristig auftretende Schäden detektiert werden, wie sie z. B. mit plötzlich auftretendem Bauteilversagen einhergehen. Ein Schwellenwert in diesem kurzen Messzeitraum kann beispielsweise so gewählt werden, dass er eine große Abweichung zwischen der erwarteten Effizienz und der (tatsächlichen) momentanen Effizienz angibt, z. B. mehr als 30% oder mehr als 50%.
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Beispielsweise ist der zweite Messzeitraum länger als 10 Minuten, typischerweise länger als 1 Stunde oder länger als 1 Tag oder länger als 10 Tage. In einem solchen langen Messzeitraum können Langfristschäden detektiert werden, wie sie mit einer langsamen Schadensentwicklung einhergehen, z. B. Verschleißschäden. Ein Schwellenwert in diesem langen Messzeitraum kann beispielsweise so gewählt werden, dass er eine vergleichsweise kleine Abweichung zwischen der erwarteten Effizienz und der (tatsächlichen) momentanen Effizienz angibt, z. B. mehr als 5% oder mehr als 10%.
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Bei Ausführungsformen können mehr als die zwei Messzeiträume vorgesehen sein, die jeweils unterschiedlich lang sind oder zu unterschiedlichen Zeitpunkten beginnen. Die jeweiligen Messzeiträume können sich überlappen.
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Bei Ausführungsformen wird die jeweilige Differenz mit einem oberen oder unteren vorgegebenen oder vorgebbaren Schwellenwert verglichen. Wenn der Vergleich ergibt, dass der obere Schwellenwert überschritten ist oder dass der untere Schwellenwert unterschritten wird, wird bestimmt, dass ein Fehlerzustand der Windkraftanlage vorliegt.
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Bezogen auf 1 kann das Bestimmen, dass ein Fehlerzustand der Windkraftanlage vorliegt, durch die Filtereinheit 26 vorgenommen werden. Bezogen auf den Fehlerzustand kann auch zwischen einem Kurzfrist-Fehlerzustand und einem Langfrist-Fehlerzustand unterschieden werden, indem die Bestimmung auf den jeweils passenden von erstem und zweitem Messzeitraum bezogen wird. Wenn die Filtereinheit 26 einen Kurzfrist-Fehlerzustand bestimmt, dann kann sie ein Signal an einem zugeordneten ersten Signalausgang 15a ausgeben. Wenn die Filtereinheit 26 einen Langfrist-Fehlerzustand bestimmt, dann kann sie ein Signal an einem zugeordneten zweiten Signalausgang 15b ausgeben. Die Signalausgänge 15a, 15b können einer übergeordneten Steuerung zugeführt werden, die in Abhängigkeit des Signalpegels an den Signalausgängen 15a, 15b entsprechende Maßnahmen einleitet. Die Maßnahmen können umfassen, ohne darauf beschränkt zu sein: Alarmierung, Fehlerausgabe, Anpassung einer Anlagensteuerung, Anhalten der Windkraftanlage 1.
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Mit den verschieden langen Messzeiträumen und daran angepasste Schwellenwerte lässt sich ein großer Schaden (Kurzfrist-Schaden) sehr schnell detektieren, während auch kleine Schäden (Langfrist-Schäden) nach längerer Zeit zuverlässig erkannt werden können.
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Bei Ausführungsformen umfasst das Bestimmen des Betriebszustandes der Windkraftanlage ein Vergleichen der Differenz für den ersten Messzeitraum mit einem oberen oder unteren vorgegebenen oder vorgebbaren ersten Schwellenwert und ein Vergleichen der Differenz für den zweiten Messzeitraum mit einem oberen oder unteren vorgegebenen oder vorgebbaren zweiten Schwellenwert. Wenn der Vergleich ergibt, dass der erste obere Schwellenwert überschritten wird oder der erste untere Schwellenwert unterschritten wird, wird bestimmt, dass ein Überhitzungszustand der Windkraftanlage vorliegt. Wenn der Vergleich ergibt, dass der zweite obere Schwellenwert überschritten wird oder der zweite untere Schwellenwert unterschritten wird, wird bestimmt, dass ein Verschleißzustand der Windkraftanlage vorliegt.
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Bei Ausführungsformen umfasst das Verfahren ferner ein Bestimmen der für den vorgegebenen Messzeitraum erwarteten Effizienz aus einer oder mehreren der folgenden Größen: Generatorleistung der Windkraftanlage, Windgeschwindigkeit an der Windkraftanlage, Windrichtung der Windkraftanlage, Umgebungstemperatur der Windkraftanlage; Generatortemperatur der Windkraftanlage; Pitchwinkel der Rotorblätter der Windkraftanlage. Dies erfolgt beispielsweise, indem eine oder mehrere der genannten Größen dem Modell 30 zugeführt werden und im Modell 30 entsprechend verrechnet werden.
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Bei Ausführungsformen umfasst das Verfahren ferner ein Festlegen eines Modells mit Modellparametern für die erwartete Effizienz der Windkraftanlage 1, beispielsweise in dem Modell 30. Das Modell 30 ist typischerweise anlagenspezifisch angepasst. Ein anlagenspezifisch angepasstes Modell ermöglicht zunächst absolute Aussagen über die Windkraftanlage.
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Es gibt Zeiträume, in welchen mit einer Verschlechterung des Betriebszustandes nicht zu rechnen ist. Ein Beispiel für einen solchen Zeitraum ist ein Zeitraum kurz nach der ersten Inbetriebnahme einer Windkraftanlage 1, beispielweise ein Zeitraum, der die ersten ein bis drei Monate nach der ersten Inbetriebnahme einer Windkraftanlage 1 beinhaltet.
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Gemäß der Ausführungsform werden während eines solchen Zeitraums, in welchem mit einer Verschlechterung des Betriebszustandes nicht zu rechnen ist, die Modellparameter des Modells 30 anhand der bestimmten Messreihe der Effizienz aktualisiert. Diese Aktualisierung erfolgt in Abhängigkeit einer oder mehrerer der folgenden Größen: Generatorleistung der Windkraftanlage, Windgeschwindigkeit an der Windkraftanlage, Windrichtung der Windkraftanlage, Umgebungstemperatur der Windkraftanlage; Generatortemperatur der Windkraftanlage; Pitchwinkel der Rotorblätter der Windkraftanlage.
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In dieser Anlernphase kann beispielsweise eine Standardabweichung bezogen auf die eine oder mehreren Größen bestimmt werden, wobei diese Standardabweichung bei der Bestimmung der erwarteten Effizienz bei der Durchführung des Verfahrens verwendet wird, um die Genauigkeit des Verfahrens zu verbessern.
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Mit den hierin beschriebenen Verfahren und Vorrichtungen ist es möglich, auf ein dediziertes Messsystem für die Triebstrangüberwachung und die Generatorüberwachung zu verzichten. So ist es beispielsweise möglich, ein Blattlast-Messsystem zur Überwachung des Triebstranges der Windkraftanlage 1 zu verwenden. Außerdem ist die Überwachung des gesamten Triebstranges (vom Rotor über das ggf. vorhandene Getriebe bis zum Generator) möglich. Es sind bei den hierin beschriebenen Lösungen keine zusätzlichen Sensoren im Bereich des Triebstrangs inkl. des Generators notwendig.
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Obwohl die vorliegende Erfindung vorstehend anhand typischer Ausführungsbeispiele beschrieben wurde, ist sie darauf nicht beschränkt, sondern auf vielfältige Weise modifizierbar. Auch ist die Erfindung nicht auf die genannten Anwendungsmöglichkeiten beschränkt.
