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Die
Erfindung betrifft eine Windkraftanlage.
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Windkraftanlagen
der in Rede stehenden Art weisen generell einen Rotor mit einer
Anzahl von Rotorblättern auf, die drehbar an einem Turm
oder dergleichen gelagert sind. Durch einwirkende Windkräfte
werden die Rotoren in Drehbewegungen versetzt. Die dabei entstehende
kinetische Energie wird in einer Generatoreinheit der Windkraftanlage
in elektrische Energie umgewandelt.
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Ein
Problem derartiger Windkraftanlagen besteht darin, dass diese rauen
Umgebungsbedingungen ausgesetzt sind. Durch einwirkende Windkräfte und
Witterungseinflüsse treten starke Materialbelastungen auf.
Beispielsweise können Schwingungen der Rotorblätter
zu Beschädigungen führen. Weiterhin sind besonders
Vereisungen der Rotorblätter problematisch, da sich die
aerodynamischen Eigenschaften der Rotorblätter durch Vereisungen ändern können.
Derartige Vereisungen führen zu einer Reduzierung der Leistung
der Windkraftanlage. Weiterhin können starke Vereisungen
zu derart hohen Beeinträchtigungen der Windkraftanlage
führen, dass diese komplett abgeschaltet werden muss.
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Aus
der
DE 10 2005
016 524 A1 ist ein Verfahren zum Erkennen von Vereisungen
von Rotorblättern einer Windkraftanlage bekannt. Bei diesem Verfahren
werden Sensoren eingesetzt, um auftretende Biegemomente an den Blattwurzeln
der Rotorblätter der Windkraftanlage zu erfassen.
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Aus
der
DE 200 21 970
U1 ist eine Einrichtung zur Überwachung des Zustands
der Rotorblätter einer Windkraftanlage bekannt, die mit
auf den Rotorblättern angeordneten Körperschallsensoren
arbeitet. Mit diesen Sensoren werden Resonanz- und Eigenfrequenzen
der Rotorblätter nach Aussendung von Erregersignalen, die
Schwingungen erzeugen, gemessen. Aus den so gewonnenen Messsignalen werden
gegebenenfalls vorhandene Fehlerzustände der Rotorblätter
ermittelt.
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In
der
WO 2007/131
489 A1 ist ein Verfahren zur Überwachung der Beanspruchung
von Rotorblättern von Windkraftanlagen beschrieben, bei
welchen mittels Beschleunigungssensoren Beschleunigungsmessungen
an den Rotorblättern durchgeführt werden.
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Aus
der
DE 202 21 562
U1 ist es bekannt, Beschleunigungssensoren zur Analyse
von Schwingungen des Turms einer Windkraftanlage einzusetzen.
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Der
Erfindung liegt die Aufgabe zugrunde, mit möglichst geringem
Aufwand eine möglichst umfassende und zuverlässige
Funktionskontrolle zu ermöglichen.
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Zur
Lösung dieser Aufgabe sind die Merkmale des Anspruchs 1
vorgesehen. Vorteilhafte Ausführungsformen und zweckmäßige
Weiterbildungen der Erfindung sind in den Unteransprüchen
beschrieben.
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Die
erfindungsgemäße Windkraftanlage umfasst einen
eine Anordnung von Rotorblättern aufweisenden Rotor, welcher
an einem Turm drehbar gelagert ist. Mittels einer Generatoreinheit
ist die kinetische Energie des Rotors in elektrische Energie umwandelbar.
In einer Auswerteeinheit werden interne Messgrößen
der Generatoreinheit ausgewertet und in Abhängigkeit hiervon
Prozessgrößen der Windkraftanlage ermittelt.
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Ein
wesentlicher Vorteil der Erfindung besteht darin, dass zur Funktionskontrolle
der Windkraftanlage keine zusätzlichen Sensoren verwendet werden
müssen, sondern bereits in der Generatoreinheit selbst
generierte interne Messgrößen zur Ermittlung relevanter
Prozessgrößen verwendet werden können.
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Damit
wird einerseits der konstruktive Aufwand zur Funktionskontrolle
einer Windkraftanlage signifikant reduziert. Andererseits ist mit
den erfindungsgemäß vorgesehenen Mitteln eine äußerst
umfangreiche und zuverlässige Funktionskontrolle einer Windkraftanlage
durchgeführt werden.
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So
kann anhand der Prozessgrößen eine Fehlererkennung,
eine Diagnose von Komponenten der Windkraftanlage und/oder eine
Steuerung des Betriebs der Windkraftanlage durchgeführt
werden.
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Besonders
vorteilhaft weist die Generatoreinheit einen Generator und einen
Frequenzumrichter auf. Der Generator ist ein Synchrongenerator oder ein
Asynchrongenerator. Die internen Messgrößen sind
die Ströme, Spannungen, Drehzahlen und/oder Positionswerte
des Generators. Mit den Strömen und Spannungen des Generators
wird eine sensorlose Positionsbestimmung des Generators durchgeführt. Alternativ
können auch Positionssensoren wie zum Beispiel Inkrementalgeber
zur Positionsbestimmung verwendet werden. Aus den Positionswerten
des Generators wird dessen Drehzahl bestimmt.
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Aus
den internen Messgrößen des Generators können
unterschiedliche Prozessgrößen ermittelt werden,
mittels derer eine umfangreiche Diagnose und Fehlerkontrolle der
Windkraftanlage und abhängig hiervon eine Optimierung des
Betriebs der Windkraftanlage möglich ist.
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Besonders
vorteilhaft werden im Frequenzumrichter die Ströme und
Spannungen des Generators gemessen, aus welchen dann durch die sensorlose
Positionsbestimmung die aktuellen Positionswerte und daraus die
Drehzahl des Generators abgeleitet werden können. Damit
kann durch eine geringe Anzahl von Einzelmessungen eine Vielzahl
interner Messgrößen bestimmt werden. Die Auswerteeinheit zur
Auswertung der internen Messgrößen kann im Frequenzumrichter
selbst oder in einer separaten Einheit, wie der Steuerung der Generatoreinheit,
integriert sein.
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Die
Generatoreinheit kann wahlweise mit oder ohne Getriebe ausgestattet
sein, wobei die Messwerterfassung in beiden Fällen prinzipiell
auf dieselbe Weise erfolgt. Da bei einer Generatoreinheit ohne Getriebe
die Drehmomente der Antriebswelle für den Rotor direkt
auf den Generator wirken, ist in diesem Fall die Auflösung
von internen Messgrößen, beispielsweise zur Erfassung
von Störeinflüssen, größer als
bei einer Generatoreinheit mit Getriebe. Um den Einfluss des Getriebes
auf die internen Messgrößen systematisch erfassen
und gegebenenfalls kompensieren zu können, sind bevorzugt
dem Getriebe zwei Geber zur Durchführung von Winkelmessungen
zugeordnet, wobei ein Geber vor und ein Geber hinter dem Getriebe
angeordnet ist.
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Durch
Auswertung der internen Messgrößen kann eine umfangreiche
Diagnose und insbesondere eine genaue Fehlerfrüherkennung
für die Windkraftanlage durchgeführt werden.
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So
kann durch eine zeitaufgelöste Analyse des Drehmoments
oder der Leistung des Generators eine Analyse von Eigenschwingungen
von Komponenten der Windkraftanlage, wie dem Turm oder den Rotorblättern
des Rotors, erfolgen.
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Weiterhin
können durch derartige Analysen auch Unwuchten des Rotors
lokalisiert und analysiert werden.
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Weiterhin
können durch eine Erfassung von Änderungen des
Drehmoments oder der Leistung des Generators aerodynamische Veränderungen
der Rotorblätter, die durch Verschleiß, Alterung
oder Verschmutzung bedingt sind, erfasst werden. Hierzu gehören
insbesondere auch aerodynamische Veränderungen aufgrund
von Vereisungen der Rotorblätter.
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In
einer besonders vorteilhaften Ausführungsform der Erfindung
wird eine Modulation einer Einflussgröße durchgeführt.
Die dadurch bedingte Änderung einer internen Messgröße
ist zur Bestimmung einer Prozessgröße erfassbar.
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Dabei
erfolgt vorteilhaft eine Mikromodulation der Einflussgrößen,
das heißt die Parameter der Modulation (Amplitude, Frequenz)
sind so gewählt, dass der Betrieb der Windkraftanlage unbeeinträchtigt
bleibt. Dies bedeutet, dass die Mikromodulation die Einflussgrößen
nur so geringfügig ändert, dass zwar als repräsentative
Antwortgrößen auswertbare Änderungen
von internen Messgrößen erhalten werden, diese Änderungen
jedoch so klein sind, dass keine spürbare Beeinflussung
von den Betrieb der Windkraftanlage bestimmenden Prozessgrößen
auftritt.
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Beispielsweise
ist als Einflussgröße die Geschwindigkeit des
Rotors modulierbar. Die dadurch bedingte Änderung des Drehmoments
des Generators ist als interne Messgröße erfassbar
und hieraus das Trägheitsmoment des Rotors als Prozessgröße bestimmbar.
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So
liefert bei Vereisung des Rotors dessen Trägheitsmoment
ein Maß für die Gesamteismasse auf dem Rotor.
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Insbesondere
die Methode der Mikromodulation ist geeignet, systematisch Prozessgrößen
als Eingangsgrößen für eine Steuerung
des Betriebs der Windkraftanlage bereitzustellen. Mit einer derartigen Steuerung
kann insbesondere der Wirkungsgrad der Windkraftanlage optimiert
werden.
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Die
Erfindung wird im Folgenden anhand der Zeichnungen erläutert.
Es zeigen:
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1:
Schematische Darstellung einer Windkraftanlage.
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2a:
Ausbildung der Windkraftanlage gemäß 1 als
Luvläufer.
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2b:
Ausbildung der Windkraftanlage gemäß 1 als
Leeläufer.
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3:
Umströmungsbild des Turms der Windkraftanlage gemäß 1.
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4:
Generatorleistung der Windkraftanlage gemäß 1 in
Abhängigkeit der Umdrehungen des Rotors bei identisch ausgebildeten
Rotorblättern.
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5:
Fourierspektrum der Leistungskurve gemäß 4.
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6:
Generatorleistung der Windkraftanlage gemäß 1 in
Abhängigkeit der Umdrehungen des Rotors bei einem aerodynamisch
veränderten Rotorblatt.
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7:
Fourierspektrum der Leistungskurve gemäß 6.
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8:
Schematische Darstellung eines Rotors der Windkraftanlage gemäß 1 mit
einer Unwucht.
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9:
Diagramm zur Optimierung des Wirkungsgrads der Windkraftanlage gemäß 1.
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1 zeigt
schematisch den Aufbau einer Windkraftanlage 1. Die Windkraftanlage 1 weist
einen Turm 2 auf, der auf einem im Erdreich liegenden Fundament 3 gelagert
ist. Auf der Oberseite des Turms 2 sitzt eine Gondel 4 mit
einem Rotor 5 auf. Der Rotor 5 weist an einer
Rotornabe 6 gelagerte, um eine Drehachse drehbare Rotorblätter 7 auf.
Im vorliegenden Fall weist der Rotor 5 drei identische
Rotorblätter 7 auf. Die Gondel 4 kann
mit einer Windrichtungsnachführung 8 relativ zum
Turm 2 um eine vertikale Achse gedreht werden, um die Rotorblätter 7 auf
die aktuell einfallende Windrichtung auszurichten. Zur Erfassung
der Windrichtung, Temperatur und dergleichen sind auf der Gondel 4 Messinstrumente 9 vorgesehen.
Im Bereich der Blattwurzeln der Rotorblätter 7,
die an der Rotornabe 6 ausmünden, ist für jedes
Rotorblatt 7 eine Blattverstellung 10 zur Variation
des Anstellwinkels des Rotorblatts 7 relativ zum einfallenden
Wind vorgesehen. Es können alternativ auch geteilte Rotorblätter 7 eingesetzt
werden. Dann ist eine zweifache Verstellung der Rotorblätter 7 möglich.
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Die
Rotornabe 6, beziehungsweise eine an dieser ausmündende
Antriebswelle, ist über ein Getriebe 11 auf eine
Generatoreinheit 12 geführt, die aus einem Generator
und einem Frequenzumrichter besteht. Zwischen dem Getriebe 11 und
der Generatoreinheit 12 ist eine Bremse 13 vorgesehen.
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Generell
ist auch ein Betrieb der Windkraftanlage 1 ohne Getriebe 11 möglich,
so dass die Antriebswelle des Rotors 5 direkt auf den Generator wirkt.
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Der
Generator ist im vorliegenden Fall von einem Synchrongenerator gebildet.
Generell ist auch der Einsatz eines Asynchrongenerators möglich.
Der Frequenzumrichter wird von einer nicht gesondert dargestellten
Steuereinheit gesteuert, die im Frequenzumrichter angeordnet sein
kann oder eine separate Einheit bilden kann. Die Steuereinheit weist generell
eine Rechnereinheit auf.
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Die
Generatoreinheit 12 der Windkraftanlage 1 wandelt
einen Teil der kinetischen Energie des auf die Rotorblätter 7 auftreffenden
Windes in elektrische Energie um. Die vorliegende Windkraftanlage 1 arbeitet
dabei nach dem Auftriebsprinzip. Dies bedeutet, dass die Rotorblätter 7 aerodynamisch
geformt sind, analog zu Tragflügeln im Flugzeugbau. Generell
können auch Widerstandsrotoren eingesetzt werden. Bei derartigen
Rotorblättern 7 ist jedoch nachteilig, dass diese
auf ihrem Rückweg gegen den Wind geführt werden
müssen. Dieser Nachteil existiert bei nach dem Auftriebsprinzip
arbeitenden Rotoren 5 nicht.
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Generell
erfolgt die Energieumwandlung derart, dass die durch die Windkräfte
bewirkte Rotation der Rotorblätter 7 auf den Generator übertragen
wird. Der Generator erzeugt dabei eine Spannung, die im Frequenzumrichter
in eine Spannung mit 50 Hz gewandelt wird, die dann in das Netz
eingespeist wird.
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Durch
den Einsatz des Frequenzumrichters kann der Rotor 5 mit
einer wählbaren, insbesondere von der 50 Hz-Frequenz abweichenden
Drehzahl, gedreht werden. Dabei wird die Drehgeschwindigkeit des
Rotors 5 so gewählt, dass ein möglichst
effizienter Betrieb der Windkraftanlage 1 gewährleistet
ist.
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Die
Funktionsweise einer derartigen Windkraftanlage 1 ist derart,
dass der Rotor 5 dem auftreffenden Wind Energie entzieht,
so dass in Windrichtung gesehen die Windgeschwindigkeit vor dem
Rotor 5 größer ist, als nach dem Rotor 5.
Diese entzogene Leistung definiert die maximale Leistung P der Windkraftanlage 1,
die definiert ist als: P = cp·Pw wobei Pw, die
Windleistung und c ein Leistungsbeiwert ist, der kleiner eins ist
und maximal etwa 0,6 betragen kann.
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Die
Windkraftanlage 1 kann dabei, wie in den 2a, 2b als
Luvläufer oder als Leeläufer betrieben werden.
In den 2a, 2b ist
die Windrichtung mit Pfeilen gekennzeichnet. Heutzutage werden ausschließlich
Windkraftanlagen 1 in Form von Luvläufern wie
in 2a dargestellt eingesetzt, bei welchen der Rotor 5 so
ausgerichtet ist, dass er an der Luvseite der Windkraftanlage 1 angeordnet ist.
Bei Leeläufern, wie in 2b dargestellt,
befindet sich der Rotor 5 auf der Leeseite der Windkraftanlage 1.
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Bei
beiden Varianten tritt ein sogenannter Turmschatteneffekt auf. Wie
in 3 ersichtlich, die den Turm 2 der Windkraftanlage 1 im
Querschnitt und die Strömung des Windes mit Pfeilen dargestellt zeigt,
ergeben sich bei der Um strömung des Turms 2 Windverwirbelungen.
Dies führt dazu, dass nicht nur an der Leeseite des Turms 2,
sondern auch an der Luvseite des Turms 2 ein Windschatten
entsteht, wobei der leeseitige Windschatten stärker ist
als der luvseitige Windschatten.
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Wird
ein Rotorblatt 7 durch den Bereich des Windschattens des
Turms 2 geführt, so nimmt das Rotorblatt 7 in
diesem Bereich weniger Energie auf, was dazu führt, dass
die Leistung am Generator kurzzeitig absinkt. Durch diesen Turmschatteneffekt nimmt
somit die Generatorleistung jedes mal ab, wenn ein Rotorblatt 7 im
Bereich des Windschattens des Turms 2 ist.
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Erfindungsgemäß werden
bei der Windkraftanlage 1 durch Erfassen interner Messgrößen
der Generatoreinheit 12 in einer Auswerteeinheit Prozessgrößen
der Windkraftanlage 1 ermittelt, anhand derer eine Diagnose
der Windkraftanlage 1, eine Fehlerfrüherkennung
und auch eine Steuerung des Betriebs der Windkraftanlage 1 durchgeführt
werden kann. Die Auswerteeinheit ist vorzugsweise Bestandteil der
Steuereinheit.
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Als
interne Größen werden, vorteilhaft im Frequenzumrichter
der Generatoreinheit 12, die Ströme, Spannungen,
Drehzahlen und Positionswerte des Generators ermittelt. Besonders
vorteilhaft werden dabei primär die Ströme und
Spannungen des Generators zeitaufgelöst in dem Frequenzumrichter erfasst.
Durch eine sensorlose Positionsbestimmung können aus den
Strömen und Spannungen die aktuellen Positionswerte des
Generators bestimmt werden, woraus wiederum die Drehzahl des Generators bestimmt
werden kann. Aus den so bestimmten internen Messgrößen
können Prozessgrößen wie das Drehmoment
und die Leistung des Generators bestimmt werden. Durch die Auswertung
dieser Prozessgrößen ist eine Diagnose der Windkraftanlage 1 und
insbesondere eine Fehlerfrüherkennung möglich.
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Ein
Beispiel einer derartigen Fehlererkennung ist in den 4–7 dargestellt.
Bei dieser Fehleranalyse wird die durch den Turmschatteneffekt bedingte Modulation
der Generatorleistung ausgenutzt, um die durch Alterung, Verschleiß,
Verschmutzung oder auch Vereisungen bedingte Änderungen des
aerodynamischen Verhaltens einzelner Rotorblätter 7 zu
erfassen. Derartige aerodynamische Veränderungen können
durch Abweichungen der Form des Rotorblatts 7 oder Verringerung
des Wirkungsgrads des Rotorblatts 7 verursacht sein.
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Hierzu
wird, wie in den 4 und 6 dargestellt,
die Generatorleistung über mehrere Umdrehungen des Rotors
(U) erfasst und aufgezeichnet. Dabei zeigen die 4 und 6 eine
auf einen Bezugspunkt bezogene Schwankung der Generatorleistung. 4 zeigt
den Fall eines Rotors 5, bei welchem alle Rotorblätter 7 fehlerfrei
arbeiten. Da der Rotor 5 der Windkraftanlage 1 im
vorliegenden Fall drei Rotorblätter 7 aufweist,
ist pro Umdrehung des Rotors 5 drei mal ein Rotorblatt 7 im
Bereich des Turms 2, so dass bedingt durch den Turmschatteneffekt
drei mal pro Umdrehung eine Verringerung der Generatorleistung erhalten
wird. Dies ist in 4 in einem idealisierten sinusförmigen
Verlauf der Generatorleistung dargestellt. Da alle drei Rotorblätter 7 bei
fehlerfreiem Rotor 5 identisch sind, sind alle Maxima der
Generatorleistung pro Umdrehung gleich groß.
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Ist
dagegen ein Rotorblatt 7 durch Verschleiß oder
dergleichen in seinen aerodynamischen Eigenschaften beeinträchtigt,
während die anderen beiden Rotorblätter 7 fehlerfrei
arbeiten, so ergibt sich der in 6 dargestellte
Verlauf der Generatorleistung. Wie aus 6 ersichtlich,
ist einer der drei Extremwerte der Leistung pro Umdrehung reduziert.
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Durch
eine Fourieranalyse der Leistungsverläufe gemäß den 4 und 6,
deren Ergebnisse in den 5 und 7 dargestellt
sind, können die aerodynamischen Beeinträchtigungen
des Rotorblatts 7 genau analysiert werden.
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5 zeigt
das Fourierspektrum der Leistungskurve gemäß 4 für
den fehlerfreien Rotor 5. Da dort alle drei Rotorblätter 7 identisch
ausgebildet sind und die Leistungskurve einen periodischen, zumindest
näherungsweise sinusförmigen Verlauf aufweist,
zeigt das Fourierspektrum der Generatorleistung nur eine Spektrallinie
bei der Frequenz 3/U.
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7 zeigt
das Fourierspektrum der Leistungskurve gemäß 6 für
den Fall, dass ein Rotorblatt 7 in seinem aerodynamischen
Verhalten beeinträchtigt ist. Da in diesem Fall die zeitabhängige
Leistungskurve gemäß 6 von dem
periodischen, insbesondere sinusförmigen Verlauf abweicht,
werden in diesem Fall im Fourierspektrum gemäß 7 nicht nur
die Hauptlinie bei der Frequenz 3/U sondern auch Nebenlinien bei
den Frequenzen 1/U, 2/U, 4/U sowie 5/U erhalten. Weitere schwächere
Nebenlinien bei 6/U, 7/U... sind in 7 nicht
mehr dargestellt.
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Durch
den Vergleich des aktuellen Fourierspektrums gemäß 7 mit
einem dem fehlerfreiem Zustand entsprechenden Fourierspektrum können Defekte
einzelner Rotorblätter 7 genau analysiert werden.
Dabei kann durch eine Auswertung der Amplituden und Phasenlagen
eine detaillierte Analyse des Defekts erfolgen. Um die Messgenauigkeit
zu erhöhen ist es zweckmäßig, die Zeitmessungen über eine
größere Anzahl von Umdrehungen zu mitteln. Anstelle
einer Fourieranalyse ist generell auch eine Auswertung der Leistungskurven
im Zeitbereich möglich, wobei hierzu geeignete Filteralgorithmen zur
Anwendung kommen können.
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Durch
eine Analyse des Drehmoments oder der Generatorleistung können
weiterhin durch Schwingungen von Komponenten der Windkraftanlage 1 bedingte
Störungen erkannt werden. So haben beispielsweise Eigenschwingungen
der Rotorblätter 7 in Form von Schwenkschwingungen
in Drehrichtung der Rotorblätter 7 oder in Form
von Blattschwingungen der Rotorblätter 7 in Windrichtung
schädliche Einflüsse auf den Betrieb der Windkraftanlage 1. Gleiches
gilt für Biegeeigenschwingungen des Turms 2 und/oder
der Gondel 4 der Windkraftanlage 1. Diese Schwingungen
führen zu einer Modulation des Drehmoments oder der Generatorleistung.
Durch eine vorzugsweise frequenzselektive Auswertung dieser Größen
können derartige Schwingungseinflüsse detektiert
werden.
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Eine
weitere Analysemöglichkeit besteht in der Bestimmung der
Unwucht des Rotors 5 der Windkraftanlage 1. Eine
derartige Unwucht kann durch eine ungleichmäßige
Eisbildung auf den Rotorblättern 7 des Rotors 5 verursacht
sein. Diese ungleichmäßige Eisbildung kann, wie
in 5 dargestellt, durch eine Ersatzmasse m im Abstand
r und bei einem bestimmten Winkel beschrieben werden. Sie führt
dazu, dass das Drehmoment entsprechend dem Vektorprodukt aus Gewichtskraft
F der Ersatzmasse und dem Radiusvektor r sinusförmig einmal
pro Umdrehung des Rotors 5 moduliert wird. Aus der Amplitude
der Variation des Drehmoments kann so die Massenunwucht bestimmt
werden. Aus der Winkelinformation des Drehmomentsignals kann auch
die Winkelposition der Ersatzmasse bestimmt werden.
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Eine
weitere Analysemöglichkeit bietet die Methode der Micromodulation,
bei welcher bestimmte Einflussgrößen vorzugsweise
periodisch, insbesondere einzelförmig, moduliert werden
und als Antwortgrößen hierauf bestimmte Messgrößen
zur Bestimmung von Prozessgrößen erfasst werden.
Generell werden die Parameter der Modulation (insbesondere deren
Amplituden und Frequenz) so gewählt, dass dadurch der Betrieb
der Windkraftanlage 1 unbeeinträchtigt bleibt.
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Ein
Beispiel hierfür ist die Bestimmung des Trägheitsmoments
des Rotors 5 in einem Beschleunigungs- und Bremsversuch.
In Form einer Micromodulation wird dabei die Rotation des Rotors 7 um
einen geringen Betrag moduliert und der dabei erforderliche Drehmomentbedarf
registriert. Das Trägheitsmoment ergibt sich dann aus dem
Quotienten von Drehmomentbedarf und Winkelbeschleunigung. Durch
eine solche Messung können zum Beispiel durch Vereisungen
bedingte Erhöhungen der Masse des Rotors 5 erfasst
werden. Die Frequenz der Micromodulation wird dabei zweckmäßig
so gewählt, dass keine Eigenfrequenzen des Rotors 5 angeregt werden.
Hierbei ist es sinnvoll, die Modulationsfrequenz nicht auf ganzzahlige
Vielfache der Umdrehungsfrequenz des Rotors 5 zu legen,
damit eine Unterscheidung von umdrehungsabhängigen Effekten möglich
wird.
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Alternativ
kann die Massezunahme des Rotors 5 durch Vereisung auch
durch Registrieren der dadurch bedingten Verringerung der mittleren
Rotorleistung erfasst werden.
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Die
Methode der Micromodulation kann auch zur Optimierung des Betriebs
der Windkraftanlage 1 genutzt werden. Ein Beispiel hierfür
ist in 9 dargestellt. Dort wird mit einer Micromodulation
der Anstellwinkel der Rotorblätter 7 geändert
und in Abhängigkeit hiervon der Wirkungsgrad der Windkraftanlage 1 optimiert.
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Die
Variation der Anstellwinkel erfolgt im Allgemeinen über
Regelprozesse. Bei einer sogenannten Pitchregelung wird durch Änderung
der Anstellwinkel der Antrieb der Rotorblätter 7 variiert.
Bei einer Stallregelung wird durch die Anstellwinkel der Moment
eines Strömungsabrisses eingestellt.
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Werden
bei dem in den 4–7 beschriebenen
Verfahren zur Erfassung aerodynamischer Änderungen einzelner
Rotorblätter 7 Asymmetrien festgestellt, so können
durch Rückkopplungen auf derartige Regelvorgänge
derartige Asymmetrien minimiert werden.
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- 1
- Windkraftanlage
- 2
- Turm
- 3
- Fundament
- 4
- Gondel
- 5
- Rotor
- 6
- Rotornabe
- 7
- Rotorblatt
- 8
- Windrichtungsnachführung
- 9
- Messinstrument
- 10
- Blattverstellung
- 11
- Getriebe
- 12
- Generatoreinheit
- 13
- Bremse
-
ZITATE ENTHALTEN IN DER BESCHREIBUNG
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-
Zitierte Patentliteratur
-
- - DE 102005016524
A1 [0004]
- - DE 20021970 U1 [0005]
- - WO 2007/131489 A1 [0006]
- - DE 20221562 U1 [0007]