DE102018116941A1

DE102018116941A1 - Vorrichtung und Verfahren zum Erkennen der Anlagerung oder der Eisart von Eis an einem Rotorblatt eines Rotors einer Windkraftanlage

Info

Publication number: DE102018116941A1
Application number: DE102018116941.8A
Authority: DE
Inventors: Markus Schmid; Florian Rieger
Original assignee: fos4X GmbH
Current assignee: Vc Viii Polytech Holding Aps Dk
Priority date: 2018-07-12
Filing date: 2018-07-12
Publication date: 2020-01-16
Anticipated expiration: 2038-07-13
Also published as: DE102018116941B4

Abstract

Es werden eine Vorrichtung und ein Verfahren zum Erkennen der Anlagerung oder der Eisart von Eis an einem Rotorblatt (100) eines Rotors einer Windkraftanlage (200) beschrieben. Eine Eigenfrequenz-Ermittlungseinrichtung dient zum Ermitteln mindestens einer Eigenfrequenz des Rotorblatts (100) in einem vorgegebenen oder vorgebbaren Zeitraum. Eine Leistungs-Ermittlungseinrichtung dient zum Ermitteln einer tatsächlichen Rotorleistung der Windkraftanlage (200) in dem vorgegebenen oder vorgebbaren Zeitraum. Eine Erwartungsleistungs-Bestimmungseinrichtung dient zum Bestimmen einer erwarteten Rotorleistung der Windkraftanlage (200) in dem vorgegebenen oder vorgebbaren Zeitraum. Eine Auswertungseinrichtung ist konfiguriert, eine Erkennung der Anlagerung von Eis an dem Rotorblatt (100) und/oder eine Erkennung der Eisart von an dem Rotorblatt (100) angelagertem Eis durchzuführen, indem sie folgendes kombiniert: die ermittelte Eigenfrequenz des Rotorblatts (100); und einen Vergleich der tatsächlichen Rotorleistung mit der erwarteten Rotorleistung der Windkraftanlage (200).

Description

TECHNISCHES GEBIET
Ausführungsformen der vorliegenden Offenbarung betreffen allgemein eine Vorrichtung und ein Verfahren zum Erkennen der Anlagerung von Eis an einem Rotorblatt eines Rotors einer Windkraftanlage oder zum Erkennen der Eisart von an einem Rotorblatt angelagertem Eis.
Das Rotorblatt einer Windkraftanlage ist den Witterungsbedingungen der Umgebung ungeschützt ausgesetzt. An bestimmten Standorten kann bei entsprechend niedrigen Umgebungstemperaturen und ausreichend hoher Luftfeuchte bzw. bei auftretendem Niederschlag Eis an den Rotorblättern angelagert werden. Die Rotorblätter haben eine verhältnismäßig große Oberfläche; dementsprechend ist die Gefahr zur Anlagerung von Eis, d. h. der Ausbildung eines Eisansatzes am Rotorblatt, hoch.
Eisanlagerungen stellen einerseits eine potentielle Gefahr für die Umgebung des Bauwerks dar, da bei einem Abwurf des Eisansatzes - z. B. im rotierenden Betrieb einer Windenergieanlage - die abgeworfenen Eisstücke Personen und Gegenstände im Abwurfradius gefährden können. Andererseits kann sich insbesondere bei ungleichmäßiger Anlagerung von Eis auch eine Unwucht des Rotors der Windkraftanlage ergeben, was im Betrieb der Windkraftanlage zu Schäden führen kann.
STAND DER TECHNIK
Es sind aus dem Stand der Technik Vorrichtungen und Verfahren bekannt, die eine Erkennung einer Anlagerung von Eis am Rotorblatt einer Windkraftanlage ermöglichen. Die US 7,086,834 B2 beschreibt eine Eiserkennung durch die Detektion einer Unwucht im Rotorblatt unter Zuhilfenahme von meteorologischen Daten (Temperatur, Luftfeuchtigkeit etc.) Die US 7,086,834 B2 geht davon aus, dass Eis auf einem Rotorblatt einer Windkraftanlage stets zu einer Unwucht führt.
Die US 2011/089692 A1 beschreibt eine Vorrichtung und ein Verfahren, wobei eine Windkraftanlage gestoppt wird, wenn eine Wahrscheinlichkeit für eine Eisanlagerung größer als eine Eistoleranz ist. Wenn eine abgegebene elektrische Leistung am Generator der Windkraftanlage nicht der Leistung entspricht, die die Umgebungsbedingungen der Windkraftanlage erwarten lassen, wird angenommen, dass ein Eisansatz vorliegt, und die Windkraftanlage wird gestoppt. Die US 2011/089692 A1 geht davon aus, dass Eis auf einem Rotorblatt einer Windkraftanlage stets die aerodynamische Effizienz verringert.
Die Eisansatzerkennung allein auf Basis der Unwucht setzt eine relativ große Eismasse voraus. Es gibt jedoch auch Situationen, in welchen die Masse von angelagertem Eis relativ klein im Verhältnis zur Masse des Rotorblatts ist. Die Genauigkeit dieser Erkennung ist dann gering. Mit der Eisansatzerkennung, die auf der aerodynamischen Effizienz basiert, ist eine Unterscheidung von anderweitig bedingten Effizienzverschlechterungen nicht möglich.
Es soll daher eine Lösung angegeben werden, bei welcher eine Anlagerung von Eis an einem Rotorblatt einer Windkraftanlage zuverlässiger oder genauer erkannt werden kann.
ZUSAMMENFASSUNG DER ERFINDUNG
Ausführungsformen der vorliegenden Offenbarung stellen eine Vorrichtung zum Erkennen der Anlagerung oder der Eisart von Eis an einem Rotorblatt eines Rotors einer Windkraftanlage gemäß Anspruch 1 bereit. Weitere Ausführungsformen geben ein Verfahren zum Erkennen der Anlagerung oder der Eisart von Eis an einem Rotorblatt eines Rotors einer Windkraftanlage gemäß Anspruch 12 an.
In einem Aspekt umfasst die Vorrichtung eine Eigenfrequenz-Ermittlungseinrichtung zum Ermitteln mindestens einer Eigenfrequenz des Rotorblatts in einem vorgegebenen oder vorgebbaren Zeitraum; eine Leistungs-Ermittlungseinrichtung zum Ermitteln einer tatsächlichen Rotorleistung der Windkraftanlage in dem vorgegebenen oder vorgebbaren Zeitraum; eine Erwartungsleistungs-Bestimmungseinrichtung zum Bestimmen einer erwarteten Rotorleistung der Windkraftanlage in dem vorgegebenen oder vorgebbaren Zeitraum; und eine Auswertungseinrichtung, die konfiguriert ist, eine Erkennung der Anlagerung von Eis an dem Rotorblatt und/oder eine Erkennung der Eisart von an dem Rotorblatt angelagertem Eis durchzuführen, indem sie die ermittelte Eigenfrequenz des Rotorblatts und einen Vergleich der tatsächlichen Rotorleistung mit der erwarteten Rotorleistung der Windkraftanlage kombiniert.
In einem Aspekt umfasst das Verfahren ein Ermitteln mindestens einer Eigenfrequenz des Rotorblatts in einem vorgegebenen oder vorgebbaren Zeitraum; ein Ermitteln einer tatsächlichen Rotorleistung der Windkraftanlage in dem vorgegebenen oder vorgebbaren Zeitraum; ein Bestimmen einer erwarteten Rotorleistung der Windkraftanlage in dem vorgegebenen oder vorgebbaren Zeitraum; und ein Erkennen der Anlagerung von Eis an dem Rotorblatt, indem die ermittelte Eigenfrequenz des Rotorblatts und ein Vergleich der tatsächlichen Rotorleistung mit der erwarteten Rotorleistung der Windkraftanlage kombiniert werden.
Weitere Aspekte und Merkmale ergeben sich beispielsweise aus den Merkmalen der abhängigen Ansprüche.
Figurenliste
Ausführungsformen der Erfindung sind in den Zeichnungen dargestellt und in der nachfolgenden Beschreibung näher erläutert. In den Zeichnungen zeigen:

1 eine schematische Darstellung eines Rotorblatts einer Windkraftanlage, zur allgemeinen Erläuterung hier beschriebener Ausführungsformen;
2 eine schematische Darstellung einer Windkraftanlage, bei welcher die Vorrichtung gemäß einer der hierin beschriebenen Ausführungsformen zum Einsatz kommen kann;
3 eine schematische Darstellung eines Teils einer Windenergieanlage mit Rotorblättern und Sensoren gemäß hierin beschriebenen Ausführungsformen;
4 ein schematisches Blockschaltbild einer Vorrichtung zum Erkennen der Anlagerung oder der Eisart von Eis an einem Rotorblatt eines Rotors einer Windkraftanlage gemäß einer Ausführungsform;
5 ein schematisches Blockdiagramm von Komponenten zum Erläutern der hierin beschriebenen Ausführungsformen;
6 ein Ablaufdiagramm eines Verfahrens zum Erkennen der Anlagerung oder der Eisart von Eis an einem Rotorblatt eines Rotors einer Windkraftanlage gemäß einer Ausführungsform; und
7 ein schematisches Blockschaltbild einer Vorrichtung zum Erkennen der Anlagerung oder der Eisart von Eis an einem Rotorblatt eines Rotors einer Windkraftanlage gemäß einer weiteren Ausführungsform.

BESCHREIBUNG VON AUSFÜHRUNGSFORMEN
Nachstehend werden Ausführungsformen näher erläutert. Die Zeichnungen dienen der Veranschaulichung eines oder mehrerer Beispiele von Ausführungsformen der Erfindung.
1 zeigt ein Rotorblatt 100 einer Windenergieanlage. Das Rotorblatt 100 hat eine Achse 101 entlang seiner Längserstreckung. Die Länge 105 des Rotorblatts reicht von dem Blattflansch 102, bzw. der Blattwurzel, zu der Blattspitze 104. Gemäß manchen hierin beschriebenen Ausführungsformen befinden sich in einem axialen bzw. radialen Bereich, das heißt einem Bereich entlang der Achse 101, ein erster Vibrationssensor 110 und ein zweiter Vibrationssensor 112. Der erste Vibrationssensor 110 erfasst Vibrationen in einer ersten Raumrichtung, und der zweite Vibrationssensor 112 erfasst Vibrationen in einer zweiten Raumrichtung, die sich von der ersten Raumrichtung unterscheidet. Weitere Vibrationssensoren können, zum Beispiel zum Zweck einer Redundanz, zur Messungen in der ersten und/oder der zweiten Raumrichtung zur Verfügung gestellt werden. Zum Beispiel kann die erste Raumrichtung die Schwenkrichtung eines Rotorblatts sein, d.h. die Richtung von der Blattvorderkante zur Blatthinterkante. Die zweite Raumrichtung kann die Schlagrichtung eines Rotorblatts sein, d.h. die Richtung senkrecht zur Schwenkrichtung. Gemäß hier beschriebenen Ausführungsformen können die erste Raumrichtung und die zweite Raumrichtung einen Winkel von 70° bis 110° einschließen, vorzugsweise 70° bis 90°. Gemäß weiteren Ausführungsformen können die Vibrationssensoren 110, 112 bevorzugt in einem radial außen gerichteten Bereich angeordnet sein, d.h. hin zur Blattspitze. Zum Beispiel können die Vibrationssensoren an einer radialen Position im Bereich der äußeren 80% bis äußeren 60% des Radius eines Rotorblatts der Windenergieanlage zur Verfügung gestellt ist, wie es durch den Bereich 107 in 1 dargestellt ist.
Eine Anordnung von Sensoren in einem der Blattspitze zugewandten Bereich wird gemäß hier beschriebenen Ausführungsformen insbesondere durch die Verwendung faseroptischer Sensoren, zum Beispiel faseroptischer Vibrationssensoren, ermöglicht. Faseroptische Sensoren können ohne elektrische Komponenten zur Verfügung gestellt werden. Hierdurch kann vermieden werden, dass ein Blitzeinschlag unmittelbar in elektronische Komponenten und/oder Kabel bzw. Signalkabel für elektronische Komponenten erfolgt. Ferner kann selbst bei einer Ableitung eines Blitzeinschlags über einen Blitzableiter, d.h. bei einer kontrollierten Ableitung zu einem Erdpotenzial, ein Schaden durch die durch Induktion erzeugten Ströme in Kabeln bzw. Signalkabeln vermieden werden.
1 zeigt außerdem einen ersten Dehnungssensor 122, einen zweiten Dehnungssensor 124, und einen dritten Dehnungssensor 126. Der dritte Dehnungssensor 126 ist nicht zwingend erforderlich (d. h., er kann gemäß einigen Ausführungsformen als optional betrachtet werden). Die Anordnung von der Dehnungssensoren 122, 124, 126 kann zwei unterschiedliche Raumrichtungen erfassen. Durch azimutale Platzierung von drei Sensoren werden die Blattbiegungen bzw. Blattbiegemomente in zwei Raumrichtungen, zum Beispiel Flap- und Edge-Richtung, erfasst. Gemäß typischen Ausführungsformen können die drei Dehnungssensoren im Koordinatensystem eines Rotorblattes an unterschiedlichen Winkelkoordinaten entlang der Längserstreckung des Rotorblatts zur Verfügung gestellt sein. Die eine oder mehrere der drei unterschiedlichen Raumrichtung können sich von einer der ersten Raumrichtung eines Vibrationssensors oder der zweiten Raumrichtung eines Vibrationssensors unterscheiden, oder können mit einer der der ersten Raumrichtung eines Vibrationssensors oder der zweiten Raumrichtung eines Vibrationssensors zusammenfallen.
2 zeigt eine Windkraftanlage 200. Die Windenergieanlage 200 beinhaltet einen Turm und eine Gondel 21. An der Gondel 210 ist der Rotor befestigt, der eine Nabe 215 aufweist, an welcher die Rotorblätter 100 befestigt sind. Gemäß typischen Ausführungsformen hat der Rotor zumindest 2 Rotorblätter, insbesondere 3 Rotorblätter. Beim Betrieb der Windenergieanlage bzw. der Windenergieanlage rotiert der Rotor 210, d.h. die Nabe 215 mit den Rotorblättern 100 um eine Achse. Dabei wird ein Generator zur Stromerzeugung angetrieben. Wie in 2 dargestellt, sind zwei Vibrationssensoren 110, 112 in einem Rotorblatt 100 zur Verfügung gestellt. Die Vibrationssensoren sind ist mit einer Signalleitung oder mit Signalleitungen mit einer Messeinrichtung 114 verbunden. Außerdem beinhaltet das Rotorblatt 100 drei Dehnungssensoren 122, 124, 126. Die Dehnungssensoren 122, 124, 126 sind ebenfalls mit der Messeinrichtung 114 verbunden. Die Messeinrichtung 114 liefert ein Signal an eine Auswertungseinrichtung 50, die in 2 in der Gondel 210 dargestellt ist, jedoch nicht auf diesen Einbauort beschränkt ist.
Gemäß einigen Ausführungsformen, die mit anderen Ausführungsformen kombiniert werden können, handelt es sich bei den Vibrationssensoren 110, 112 um faseroptische Vibrationssensoren. Für faseroptische Vibrationssensoren wird ein optisches Signal mittels eines Lichtleiters 212, zum Beispiel einer optischen Faser, an die Messeinrichtung 114 übertragen. Bei einem faseroptischen Vibrationssensor kann das Sensorelement selbst außerhalb einer optischen Faser zur Verfügung gestellt werden. Alternativ hierzu kann bei einem faseroptischen Vibrationssensor das eigentliche Sensorelement typischerweise innerhalb einer optischen Faser zur Verfügung gestellt, zum Beispiel in Form eines Faser-Bragg-Gitters.
Bei Ausführungsformen wird eine Kombination der Dehnungssensoren 122, 124, 126 und der Vibrationssensoren 110, 112 im Rotorblatt verwendet. Wie in 3 dargestellt, können drei Dehnungssensoren 122, 124, 126 und zwei Vibrationssensoren 110, 112 verwendet werden. Für die Bestimmung der Blattlasten werden die Dehnungssensoren 122, 124, 126 genutzt, welche so angeordnet sind, dass die Blattbiegemomente in Schlag- und Schwenkrichtung passend abgebildet werden. Die Vibrationssensoren 110, 112 bestimmen die Vibrationen bzw. Beschleunigungen im Rotorblatt 100. Bei passiven faseroptischen Vibrationssensoren 110, 112 kann eine zuverlässige Messung der Blattvibration ohne Beeinflussung durch elektromagnetische Felder oder hohe elektrische Ströme, wie z. B. Blitze, ermöglicht werden.
In 3 sind Bereiche von drei Rotorblättern 100 schematisch dargestellt. Eine Anordnung eines ersten Dehnungssensors 122, eines zweiten Dehnungssensors 124 und eines dritten Dehnungssensors 126 ist jeweils in einem Rotorblatt zur Verfügung gestellt. Ferner werden gemäß hier beschriebenen Ausführungsformen ein erster Vibrationssensor 110 und ein zweiter Vibrationssensor 112 je Rotorblatt 100 zur Verfügung gestellt. Diese Aufzählung ist jedoch nur beispielhaft, und es kann auch nur ein Rotorblatt 100, mehrere Rotorblätter 100 oder sämtliche Rotorblätter 100 mit den Dehnungssensoren 122, 124, 126 und den Vibrationssensoren 110, 112 versehen sein.
Im Allgemeinen können durch zwei Dehnungssensoren, zum Beispiel in Schlagrichtung und Schwenkrichtung die Blattbiegemomente bestimmt werden. Nach Norm IEC 61400-13 werden die Blattdehnungen mittels vier Dehnungssensoren bestimmt. Eine Anordnung 120 aus zwei oder drei Dehnungssensoren 122, 124, 126 zur Bestimmung der Blattbiegemomente des Rotorblatts 100 ist jedoch genauso möglich, bei niedrigerem Materialaufwand. Zugleich können mit drei Dehnungssensoren 122, 124, 126 die Zentripetalkräfte und Gleichanteile von Temperatureffekten kompensiert werden. Für die Bestimmung der Blattlasten werden die Dehnungssensoren 122, 124, 126 genutzt, welche so angeordnet sind, dass die Blattbiegemomente in Schlag- und Schwenkrichtung optimal abgebildet werden.
4 zeigt ein schematisches Blockschaltbild einer Vorrichtung zum Erkennen der Anlagerung oder der Eisart von Eis an dem Rotorblatt 100. Die Vibrationssensoren 110, 112 erfassen die Beschleunigung im Rotorblatt 100 zeitlich fortlaufend und geben die Beschleunigung als ein Beschleunigungssignal zeitlich fortlaufend aus, beispielsweise als kontinuierliche Größe oder als Datenstrom von zeitlich äquidistanten Abtastwerten.
Eine Eigenfrequenz-Ermittlungseinrichtung 10 ermittelt eine Eigenfrequenz des Rotorblatts 100 aus dem Beschleunigungssignal. Zum Ermitteln der Eigenfrequenz ist die Eigenfrequenz-Ermittlungseinrichtung 10 beispielsweise dazu konfiguriert, einen Messwertverlauf der Beschleunigungssensoren 110, 112 in den Frequenzbereich zu transformieren, beispielsweise durch eine Fouriertransformation oder eine andere geeignete Integraltransformation. Eine Eigenfrequenz des Rotorblatts 100 kann sich beispielsweise als eine Frequenzüberhöhung (ein Peak) in dem transformierten Signal zeigen. Die Offenbarung ist nicht auf eine einzige Eigenfrequenz beschränkt, und es können auch mehrere Eigenfrequenzen des Rotorblatts herangezogen werden. Es sei hier angemerkt, dass unter einer Eigenfrequenz des Rotorblatts 100 auch mehrere Eigenfrequenzen des Rotorblatts 100 verstanden werden können.
Die Dehnungssensoren 122, 124, 126 erfassen die Dehnungen im Rotorblatt 100 zeitlich fortlaufend und geben erfassten Dehnungen zeitlich fortlaufend aus, beispielsweise als kontinuierliche Größe oder als Datenstrom von zeitlich äquidistanten Abtastwerten, und zwar an eine Leistungs-Ermittlungseinrichtung 20. Der Leistungs-Ermittlungseinrichtung 20 wird außerdem eine mittels eines (nicht dargestellten) Rotor-Drehzahlsensors oder auf anderem Weg ermittelte Rotordrehzahl zugeführt. Aus den zugeführten Größen ermittelt die Leistungs-Ermittlungseinrichtung 20 eine tatsächliche Rotorleistung (mechanische Rotorleistung).
Die Eigenfrequenz-Ermittlungseinrichtung 10 und die Leistungs-Ermittlungseinrichtung 20 ermitteln die jeweiligen Größen jeweils über einen vorgegebenen oder vorgebbaren Zeitraum. Typischerweise werden die Größen über den Zeitraum gemittelt. Der Zeitraum kann beispielsweise mehr als 5 Sekunden, mehr als 10 Sekunden, mehr als 30 Sekunden oder mehr als 60 Sekunden lang sein und vorzugsweise kürzer als 2 Minuten sein.
Eine Erwartungsleistungs-Bestimmungseinrichtung 30 bestimmt eine erwartete Rotorleistung der Windkraftanlage 200 in dem vorgegebenen oder vorgebbaren Zeitraum. Die Erwartungsleistungs-Bestimmungseinrichtung 30 legt eine für den vorgegebenen oder vorgebbaren Zeitraum ermittelte (beispielsweise gemessene) Windgeschwindigkeit um die Windenergieanlage 200 herum sowie typischerweise weitere Umgebungsbedingungen, wie z. B. die Umgebungstemperatur der Windenergieanlage 200 zugrunde, um die erwartete Rotorleistung zu bestimmen. Über eine bekannte, beispielsweise vorab ermittelte, Leistungskurve für die Windkraftanlage können die Windgeschwindigkeit und ggf. die weiteren Umgebungsbedingungen in eine erwartete Leistung umgerechnet werden.
Das Leistungskurvenverfahren kann beispielsweise an das Verfahren angelehnt sein, wie es in der US 2011/089692 A1 beschrieben ist. Insbesondere kann beispielsweise eine Referenz-Leistungskurve hinterlegt sein, beispielsweise in einem Speicher. Durch ein geeignetes Verfahren kann die erwartete Leistung gefunden werden, die für die gegebene Windgeschwindigkeit theoretisch (über die Leistungskurve) mit der Position der Windkraftanlage 200 und der tatsächlich ermittelten Leistung übereinstimmt.
Die Signale aus der Eigenfrequenz-Ermittlungseinrichtung 10, der Leistungs-Ermittlungseinrichtung 20 und der Erwartungsleistungs-Bestimmungseinrichtung 30 werden der Auswertungseinrichtung 50 zugeführt. Die Auswertungseinrichtung 50 ist schließlich so konfiguriert, dass sie eine Erkennung der Anlagerung von Eis an dem Rotorblatt 100 bzw. eine Klassifikation der Eisart von an dem Rotorblatt 100 angelagertem Eis aus einer Kombination der Signale aus der Eigenfrequenz-Ermittlungseinrichtung 10, der Leistungs-Ermittlungseinrichtung 20 und der Erwartungsleistungs-Bestimmungseinrichtung 30 vornimmt.
Wie aus 4 weiter ersichtlich, sind der erste Vibrationssensor 110 und der zweite Vibrationssensor 112 der Eigenfrequenz-Ermittlungseinrichtung 10 und der Leistungs-Ermittlungseinrichtung 20 zugeordnet. Die Eigenfrequenz-Ermittlungseinrichtung 10 und die Leistungs-Ermittlungseinrichtung 20 verwenden jeweils die Signale aus den Vibrationssensoren 110, 112, um die Eigenfrequenz bzw. die tatsächliche Leistung zu bestimmen. Weiter sind die Dehnungssensoren 122, 124, 126 der Leistungs-Ermittlungseinrichtung 20 zugeordnet. Die Dehnungssensoren 122, 124, 126 sind für die Ermittlung der Eigenfrequenz nicht erforderlich.
Aus der ermittelten Eigenfrequenz des Rotorblatts schließt die Auswertungseinrichtung 50 auf das Vorliegen oder Nichtvorliegen einer Eisanlagerung. Anhand der Eigenfrequenz des Rotorblatts, die sich bei veränderter Masse des Rotorblatts 100 ändert, kann darauf geschlossen werden, dass die veränderte Eigenfrequenz einen Hinweis auf eine Eisanlagerung am Rotorblatt 100 gibt. Der Vergleich der tatsächlichen Rotorleistung mit der erwarteten Rotorleistung (Leistungskurvenverfahren) kann einen Hinweis auf eine Eisanlagerung am Rotorblatt 100 liefern.
Das eigenfrequenzbasierte Detektionsergebnis beruht auf der Auswertung von Eigenfrequenzen des Rotorblatts 100. Dadurch werden prinzipiell mit einer geringen Anzahl von Beschleunigungssensoren 110, 112 große bzw. weitläufige Bereiche des Rotorblatts 100 in die Detektion einbezogen. Die Masseänderung bei Eisansatz am Rotorblatt 100 kann jedoch gering sein. Insbesondere hat ein Rotorblatt einer Windkraftanlage 100 eine Masse, die im Verhältnis zu der Masse von angelagertem Eis in manchen Fällen sehr groß ist. Außerdem kann es Bereiche am Rotorblatt 100 geben, bei welchen eine Eisanlagerung nur eine geringe Auswirkung auf die Eigenfrequenz hat, beispielsweise im Bereich der Blattwurzel des Rotorblattes 100. Die Detektionsgenauigkeit oder die Auflösung auf Basis der Eigenfrequenz kann daher fallbezogen begrenzt sein. Die Kombination der Eigenfrequenzanalyse mit dem Vergleich aus dem Leistungskurvenverfahren kann beispielsweise eine ungenaue Detektion aus dem Eigenfrequenzverfahren kompensieren und/oder einen Hinweis auf die Eisart liefern. Raueis hat beispielsweise nur einen geringen Masseneinfluss auf die Rotorblätter 100, dafür aber einen großen Einfluss auf die mittels des Leistungskurvenverfahrens detektierten aerodynamischen Eigenschaften.
Auch gehört z. B. die Rotorblatt-Vorderkante zu den Bereichen, an welchen sich besonders schnell Eis anlagert, da hier direkt die kalte feuchte Luft auf das Blatt stößt. Auch an der Rotorblattwurzel bildet sich schnell Eis. Der Eisansatz bildet sich zudem umso schneller, je näher die Position an der Rotorblattspitze befindet, da sich hier das Blatt am schnellsten bewegt.
Es kann sein, dass in diesen Bereichen bereits für den Betrieb der Windenergieanlage bedeutsame Eisanlagerungen vorliegen, wenn die ermittelte Eigenfrequenz noch keinen Hinweis auf diese geringen angelagerten Eismengen liefert. Dadurch, dass die Auswertungseinrichtung 50 die ermittelte Eigenfrequenz mit dem Vergleich zwischen tatsächlicher Rotorleistung und erwarteter Rotorleistung kombiniert, kann die Detektionsgenauigkeit der Vorrichtung verbessert werden. Durch die Verwendung der Vibrationssensoren 110, 112 und der Dehnungssensoren 122, 124, 126 am oder im Rotorblatt 100 kann außerdem eine Eisverteilung auf dem Rotorblatt 100 bestimmt werden, da diese zu unterschiedlichem Verhalten bzgl. der Unwucht, der Blattbiegemomente und/oder der Eigenfrequenzverschiebung führt.
Es kann beispielsweise vorgesehen sein, dass je nach erkannter Eisart (Glatteis, Raueis, Mischeis) die Windkraftanlage 200 in unterschiedlichen Betriebsmodi betrieben wird und/oder dass in Abhängigkeit der erkannten Eisart, Eismasse und/oder Eisverteilung unterschiedliche Enteisungskonzepte durchgeführt werden. Es kann beispielsweise eine Anlagensteuerung 250 vorgesehen sein, der von der Vorrichtung ein erkannter Eisansatz und/oder eine ermittelte Eisart übermittelt wird. Die Anlagensteuerung 250 kann so ausgebildet sein, dass sie den Betriebsmodus in Abhängigkeit des erkannten Eisansatzes und/oder in Abhängigkeit der ermittelten Eisart, Eismasse und/oder Eisverteilung betreibt bzw. verändert. Die unterschiedlichen Betriebsmodi umfassen beispielsweise und ohne Einschränkung darauf einen oder mehrere der folgenden: Einen Normalbetriebsmodus, einen Enteisungsmodus, einen Außer-Betrieb-Modus, einen Modus mit verminderter Abgabeleistung. Außerdem ist es möglich, in Abhängigkeit der erkannten Eisart, Eismasse und/oder Eisverteilung eine Entwicklung des Eises am Rotorblatt 100 (die Eisaggregation über der Zeit) genauer vorherzugsagen.
Bei Ausführungsformen wird bei der Kombination der Eigenfrequenz mit dem Vergleich die ermittelte Eigenfrequenz auf eine Referenz-Eigenfrequenz bezogen und eine Verschiebung zwischen der ermittelten Eigenfrequenz und der Referenz-Eigenfrequenz bestimmt.
Die Referenz-Eigenfrequenz ist beispielsweise ein Grundwert für eine Eigenfrequenz des Rotorblattes 100 im eisansatzfreien Zustand. Der Grundwert kann beispielsweise durch eine Referenzmessung der Eigenfrequenz im eisansatzfreien Zustand oder durch eine Simulation ermittelt werden. Die Verschiebung zwischen der ermittelten Eigenfrequenz und der Referenz-Eigenfrequenz ist beispielsweise eine Verschiebung zwischen der ermittelten Eigenfrequenz und dem Grundwert.
5 zeigt ein schematisches Blockdiagramm von Komponenten der Leistungs-Ermittlungseinrichtung 20. In 5 sind an einem ersten Rotorblatt 100 der Windkraftanlage 200 die Dehnungssensoren 122a, 124a, 126a 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.
Für ein zweites und ein drittes Rotorblatt der Windkraftanlage sind in analoger Weise die Dehnungssensoren 122b, 124b, 126b bzw. 122c, 124c, 126c, Biegemomentberechnungseinheiten 20b bzw. 20c und Transformationseinheiten 21b bzw. 21c bereitgestellt.
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 und aus der Leistungs-Ermittlungseinrichtung 20 ausgegeben.
6 zeigt ein Ablaufdiagramm eines Verfahrens zum Erkennen der Anlagerung oder der Eisart von Eis an einem Rotorblatt eines Rotors einer Windkraftanlage gemäß einer Ausführungsform.
In 1000 beginnt das Verfahren. In 1001 wird in einem vorgebbaren oder vorgegebenen Zeitraum mindestens eine Eigenfrequenz der Rotorblattes 100 der Windkraftanlage 200 ermittelt. In 1002 wird in dem vorgebbaren oder vorgegebenen Zeitraum eine tatsächliche Rotorleistung der Windkraftanlage 200 ermittelt. In 1003 wird in dem vorgebbaren oder vorgegebenen Zeitraum eine erwartete Rotorleistung der Windkraftanlage 200 ermittelt. In 1004 wird die ermittelte Eigenfrequenz des Rotorblatts 100 mit einem Vergleich der tatsächlichen Rotorleistung mit der erwarteten Rotorleistung der Windkraftanlage 200 kombiniert, und das Ergebnis wird ausgegeben. In 1005 endet das Verfahren.
7 ein schematisches Blockschaltbild der Vorrichtung zum Erkennen der Anlagerung oder der Eisart von Eis an einem Rotorblatt eines Rotors einer Windkraftanlage gemäß einer weiteren Ausführungsform, ähnlich 4. In 7 sind die Elemente und Merkmale, die denjenigen in 4 entsprechen oder ähneln, mit den gleichen Bezugszeichen versehen, und deren wiederholte Beschreibung wird weggelassen.
Die Vorrichtung gemäß 7 weist zusätzlich zu der Vorrichtung in 4 eine Drehmoment-Ermittlungseinrichtung 25 und eine Erwartungsdrehmoment-Bestimmungseinrichtung 35 auf.
Die Drehmoment-Ermittlungseinrichtung 25 ermittelt ein Drehmoment des Rotors. Typischerweise wird das Drehmoment bei Rotorstillstand oder bei annäherndem Rotorstillstand ermittelt bzw. verwendet. Das ermittelte Drehmoment ist dann ein durch aerodynamische Wirkungen bedingt, beispielsweise aerodynamischen Auftrieb. Der Rotorstillstand kann beispielsweise bewirkt sein durch einen (gewollten) Stillstand der Windkraftanlage 200, obwohl die Windgeschwindigkeit für einen Betrieb der Anlage in dem vorgegebenen oder vorgebbaren Zeitraum ausreicht, beispielsweise bei einem Stillstand der Anlage, wenn ein Eisansatz vorliegt. In dem in 7 gezeigten Beispiel werden die Signale der Dehnungssensoren 122, 124, 126 auch der Drehmoment-Ermittlungseinrichtung 25 zugeführt, um das Drehmoment zu ermitteln.
Die Erwartungsdrehmoment-Bestimmungseinrichtung 35 bestimmt das erwartete Rotordrehmoment der Windkraftanlage 200 in dem vorgegebenen oder vorgebbaren Zeitraum. Die Erwartungsdrehmoment-Bestimmungseinrichtung 35 legt eine für den vorgegebenen oder vorgebbaren Zeitraum ermittelte (beispielsweise gemessene) Windgeschwindigkeit um die Windenergieanlage 200 herum sowie typischerweise weitere Umgebungsbedingungen, wie z. B. die Umgebungstemperatur der Windenergieanlage 200 zugrunde, um das erwartete Drehmoment zu bestimmen. Über eine bekannte, beispielsweise vorab ermittelte, Leistungskurve für die Windkraftanlage können die Windgeschwindigkeit und ggf. die weiteren Umgebungsbedingungen in das erwartete Drehmoment umgerechnet werden.
Die jeweiligen Signale aus der Drehmoment-Ermittlungseinrichtung 25 und aus der Erwartungsdrehmoment-Bestimmungseinrichtung 35 werden der Auswertungseinrichtung 50 zugeführt. Die Auswertungseinrichtung 50 ist schließlich so konfiguriert, dass sie die Erkennung der Anlagerung von Eis an dem Rotorblatt 100 bzw. die Klassifikation der Eisart von an dem Rotorblatt 100 angelagertem Eis aus einer Kombination der Signale aus der Eigenfrequenz-Ermittlungseinrichtung 10, der Drehmoment-Ermittlungseinrichtung 20 und der Erwartungsdrehmoment-Bestimmungseinrichtung 30 vornimmt.
Typischerweise wird die Auswertungseinrichtung 50 bestimmen, ob die Leistungs-Ermittlungseinrichtung 20 eine Leistung ermittelt, die einen vorab festgelegten oder festlegbaren Schwellenwert unterschreitet. Typischerweise ist der vorab festgelegte oder festlegbare Schwellenwert ein Wert in der Nähe einer Nullleistung, beispielsweise eine ermittelte Leistung von ungefähr 0 oder nur wenig größer als 0, z. B. einige wenige Watt oder einige wenige 10 Watt.
Wenn die Auswertungseinrichtung 50 bestimmt hat, dass der Schwellenwert nicht unterschritten ist, kombiniert sie - wie im Zusammenhang mit 4 beschrieben - die ermittelte Eigenfrequenz mit dem Vergleich aus tatsächlicher Rotorleistung und erwarteter Rotorleistung der Windkraftanlage, um die Eisanlagerung zu erkennen und/oder die Eisart zu erkennen.
Wenn die Auswertungseinrichtung 50 bestimmt hat, dass der Schwellenwert unterschritten ist, kombiniert sie die ermittelte Eigenfrequenz mit einem Vergleich aus ermitteltem Drehmoment und erwartetem Drehmoment, um die Eisanlagerung zu erkennen und/oder die Eisart zu erkennen.
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.
ZITATE ENTHALTEN IN DER BESCHREIBUNG
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Zitierte Patentliteratur

US 7086834 B2 [0004]
US 2011089692 A1 [0005, 0027]

Claims

Vorrichtung zum Erkennen der Anlagerung von Eis oder der Eisart an einem Rotorblatt (100) eines Rotors einer Windkraftanlage (200), umfassend: eine Eigenfrequenz-Ermittlungseinrichtung (10) zum Ermitteln mindestens einer Eigenfrequenz des Rotorblatts (100) in einem vorgegebenen oder vorgebbaren Zeitraum; eine Leistungs-Ermittlungseinrichtung (20) zum Ermitteln einer tatsächlichen Rotorleistung der Windkraftanlage (200) in dem vorgegebenen oder vorgebbaren Zeitraum; eine Erwartungsleistungs-Bestimmungseinrichtung (30) zum Bestimmen einer erwarteten Rotorleistung der Windkraftanlage (200) in dem vorgegebenen oder vorgebbaren Zeitraum; eine Auswertungseinrichtung (50), die konfiguriert ist, eine Erkennung der Anlagerung von Eis an dem Rotorblatt (100) und/oder eine Erkennung der Eisart von an dem Rotorblatt (100) angelagertem Eis durchzuführen, indem sie folgendes kombiniert: die ermittelte Eigenfrequenz des Rotorblatts (100); und einen Vergleich der tatsächlichen Rotorleistung mit der erwarteten Rotorleistung der Windkraftanlage (200).
Vorrichtung nach Anspruch 1, ferner umfassend einen ersten Vibrationssensor (110) zur Erfassung von Vibrationen des Rotorblatts (100) in einer ersten Raumrichtung und einen zweiten Vibrationssensor (112) zur Erfassung von Vibrationen des Rotorblatts (100) in einer zweiten Raumrichtung, wobei sich die erste Raumrichtung von der zweiten Raumrichtung unterscheidet.
Vorrichtung nach Anspruch 2, wobei der erste Vibrationssensor (110) und der zweite Vibrationssensor (120) faseroptische Vibrationssensoren sind, und/oder wobei die erste Raumrichtung und die zweite Raumrichtung einen Winkel von 70° bis 110° einschließen.
Vorrichtung nach einem der vorherigen Ansprüche, ferner umfassend eine Anordnung (120) aus mindestens zwei Dehnungssensoren (122, 124, 126) in oder an dem Rotorblatt (100), wobei die Anordnung (120) die Blattbiegemomente des Rotorblatts (100) in mindestens zwei unterschiedlichen Raumrichtungen erfasst.
Vorrichtung nach Anspruch 4, wobei die Dehnungssensoren (122, 124, 126) faseroptische Dehnungssensoren sind, und/oder wobei drei Dehnungssensoren zur Verfügung gestellt sind, und die drei Dehnungssensoren in einem azimutalen Winkelraster von etwa 120° angeordnet sind.
Vorrichtung nach einem der vorherigen Ansprüche, wobei die Leistungs-Ermittlungseinrichtung (20) die Rotorleistung aus den Blattbiegemomenten, einer Rotorgeschwindigkeit und typischerweise einem Rotormoment bestimmt.
Vorrichtung nach einem der vorherigen Ansprüche, wobei die Erwartungsleistungs-Bestimmungseinrichtung (30) die erwartete Rotorleistung aus einer vorgegebenen Leistungskurve der Windkraftanlage (200) und einer Windgeschwindigkeit für den vorgegebenen oder vorgebbaren Zeitraum bestimmt.
Vorrichtung nach einem der vorherigen Ansprüche, wobei die Auswertungseinrichtung (50) ferner zu Folgendem konfiguriert ist: Vergleichen der ermittelten mindestens einen Eigenfrequenz mit mindestens einer Referenz-Eigenfrequenz; Ermitteln einer Verschiebung zwischen der mindestens einen ermittelten Eigenfrequenz und der mindestens einen Referenz-Eigenfrequenz.
Vorrichtung nach einem der vorhergehenden Ansprüche, wobei die Auswertungseinrichtung ferner zu Folgendem konfiguriert ist: Ermitteln einer Eisverteilung am Rotorblatt (100) aus einem Vergleich der Blattbiegemomente des Rotorblatts (100) in den unterschiedlichen Raumrichtungen und/oder aus einem Vergleich der ermittelten Eigenfrequenz mit der Referenz-Eigenfrequenz.
Vorrichtung nach einem der vorhergehenden Ansprüche, weiter umfassend: eine Drehmoment-Ermittlungseinrichtung (25) zum Ermitteln des Drehmoments des Rotors in dem vorgegebenen oder vorgebbaren Zeitraum; eine Erwartungsdrehmoment-Bestimmungseinrichtung (35) zum Bestimmen eines erwarteten Drehmoments des Rotors in dem vorgegebenen oder vorgebbaren Zeitraum, wobei die Auswertungseinrichtung (50) derart konfiguriert ist, dass sie, wenn die Leistungs-Ermittlungseinrichtung (20) eine Rotorleistung ermittelt, die einen vorgegebenen oder vorgebbaren Schwellenwert unterschreitet, typischerweise einen Schwellwert im Bereich einer Nullleistung, die Erkennung der Anlagerung von Eis an dem Rotorblatt (100) und/oder die Erkennung der Eisart von an dem Rotorblatt (100) angelagerten Eis durchzuführen, indem sie folgendes kombiniert: die ermittelten Eigenfrequenzen des Rotorblatts (100); und einen Vergleich des ermittelten Drehmoments des Rotors mit dem erwarteten Drehmoment des Rotors.
Windkraftanlage (200) mit einer Anlagensteuerung (250) und einer Vorrichtung nach einem der vorhergehenden Ansprüche, wobei die Vorrichtung eine von der Auswertungseinrichtung (50) erkannte Anlagerung von Eis und/oder eine von der Auswertungseinrichtung (50) bestimmte Eisart, Eismasse und/oder Eisverteilung an die Anlagensteuerung (250) übermittelt, wobei die Anlagensteuerung (250) dazu ausgebildet ist, einen Betriebsmodus der Windkraftanlage (200) in Abhängigkeit der erkannten Anlagerung und/oder in Abhängigkeit der Eisart, Eismasse und/oder Eisverteilung zu verändern.
Verfahren zum Erkennen der Anlagerung von Eis oder der Eisart an einem Rotorblatt (100) eines Rotors einer Windkraftanlage (200), umfassend: Ermitteln (1001) mindestens einer Eigenfrequenz des Rotorblatts (100) in einem vorgegebenen oder vorgebbaren Zeitraum; Ermitteln (1002) einer tatsächlichen Rotorleistung der Windkraftanlage (200) in dem vorgegebenen oder vorgebbaren Zeitraum; Bestimmen (1003) einer erwarteten Rotorleistung der Windkraftanlage (200) in dem vorgegebenen oder vorgebbaren Zeitraum; Erkennen (1004) der Anlagerung von Eis an dem Rotorblatt (100) und/oder der Eisart, indem Folgendes kombiniert wird: die ermittelte Eigenfrequenz des Rotorblatts (100); und ein Vergleich der tatsächlichen Rotorleistung mit der erwarteten Rotorleistung der Windkraftanlage (200).
Verfahren nach Anspruch 12, weiter umfassend: Ermitteln des Drehmoments des Rotors in dem vorgegebenen oder vorgebbaren Zeitraum; Ermitteln eines erwarteten Drehmoments des Rotors in dem vorgegebenen oder vorgebbaren Zeitraum; wobei das Erkennen der Anlagerung von Eis an dem Rotorblatt und/oder der Eisart weiter umfasst, dass Folgendes kombiniert wird: die ermittelte Eigenfrequenz des Rotorblatts (100); und ein Vergleich des ermittelten Drehmoments des Rotors mit dem erwarteten Drehmoment des Rotors.