-
Die Erfindung betrifft eine Vorrichtung zur Zustandsüberwachung von Windenergieanlagen, umfassend mindestens einen Sensor und eine Recheneinheit.
-
Windenergieanlagen weisen in der Regel mindestens ein, jedoch häufig mehrere Rotorblätter auf, die über eine Nabe an einer Gondel drehbar befestigt sind, die auf einem Turm angeordnet ist. Die Rotorblätter müssen dabei enormen Fliehkräften, wechselnden Windgeschwindigkeiten und Turbulenzen, Temperaturunterschieden und mechanischen Belastungen, wie beispielsweise Regen und Eisansatz, widerstehen.
-
Die genannten Belastungen übertragen sich entsprechend auch auf den Turmkörper und die Gründung (häufig auch als Fundament bezeichnet) der Windenergieanlage.
-
Insbesondere die Turmkörper und Gründungen von Offshore-Windenergieanlagen sind erhöhten Belastungen unterworfen, beispielsweise durch schwankende Wasserpegel und oftmals dauerhaft höhere Windgeschwindigkeiten als an Land sowie zusätzlich die Anregungen durch Wellengang. Es fehlen für Offshore-Windenergieanlagen noch Langzeiterfahrungen bzgl. der Dauerhaftigkeit der Gründungen. Aufgrund der hohen dynamischen Momentbeanspruchungen bei Offshore-Windenergieanlagen können Erfahrungen von etablierten Konstruktionen der Öl- und Gasförderung nicht ohne weiteres übertragen werden. So kann sich durch Eigenschwingungen und die Entstehung von Auskolkungen im Meeresgrund um die Windenergieanlage die Turmeinspannung im Laufe der Zeit verändern. Dies kann die Stabilität des Fundaments der Windenergieanlage verringern.
-
Um Schäden frühzeitig erkennen und Warnungen ausgeben zu können, muss der aktuelle Zustand der Windenergieanlage fortlaufend überwacht werden, beispielsweise mit Hilfe bekannter Überwachungssysteme (Monitoring-Systeme). Damit ist es möglich, rechtzeitig Gegenmaßnahmen wie beispielsweise Reparaturen vorzunehmen, bevor ein größerer Schaden entsteht. So können Totalverluste von Windenergieanlagen vermieden werden und damit insbesondere bei Offshore-Windenergieanlagen höhere Lebensdauern erreicht werden.
-
In
WO 2006/012827 A1 ist ein Verfahren und eine Vorrichtung zur Überwachung des Zustandes von Rotorblättern an Windkraftanlagen beschrieben, wobei an den Rotorblättern jeweils mindestens ein Bewegungssensor angeordnet ist, um Beschleunigungen bzw. Schwingungen des Rotorblattes zu erfassen. Dabei werden Schwingungsspektren der Rotorblätter bestimmt und mit Referenzspektren verglichen. Eine Verschiebung der typischen Frequenzen im Spektrum erfolgt dabei beispielsweise bei Änderungen der Materialeigenschaften, wie eine Änderung des Elastizitätsmoduls oder der Dichte, oder durch Schäden bzw. Veränderungen am Rotorblatt.
-
In
GB 2 459 726 A wird vorgeschlagen, mittels Dehnungssensoren, die an Wurzeln der Rotorblätter angeordnet sind, Dehnungen und damit Belastungen des Rotorblatts zu erfassen.
-
In
DE 10 2005 016 524 A1 wird vorgeschlagen, physikalische Größen, die im Zusammenhang mit der Masse eines oder mehrerer Rotorblätter stehen, zu überwachen, um auf ein Massenungleichgewicht zwischen den Rotorblättern schließen zu können. Als Kennzeichen für eine Blattmassenanomalie wird beispielsweise eine Verringerung der Eigenfrequenz gesehen.
-
Keines dieser Verfahren sieht eine Zustandsüberwachung des Turmkörpers oder der Gründung einer Windenergieanlage vor.
-
Weiterhin erfolgt bei diesen Verfahren eine spektrenbasierte Auswertung der gemessenen Schwingungen bzw. Beschleunigungen. Spektren werden üblicherweise über eine Fourier-Transformation berechnet. Dabei erfolgt ein Vergleich der aktuell ermittelten Spektren mit Referenzspektren, die in einem Speicher hinterlegt wurden.
-
Zur Sicherstellung einer hohen Sensitivität, also einer Detektion auch noch nicht kritischer Fehler, bei gleichzeitig hoher Zuverlässigkeit ist es wichtig, z. B. die Eigenfrequenzen sehr genau zu bestimmen. Sich gerade erst entwickelnde Schäden oder Beeinträchtigungen führen nur zu einer sehr kleinen Veränderung der Eigenfrequenz. Dementsprechend ist eine sehr hohe Frequenzauflösung erforderlich.
-
Bei der Berechnung von Spektren ist die Frequenzauflösung der Spektren gleich dem Kehrwert der Dauer einer einzelnen Messung. Wenn also beispielsweise eine Frequenzauflösung von 0,005 Hz gefordert ist, wird eine Messdauer von 200 s benötigt. Um belastbare Aussagen aus Spektren zu bekommen, ist eine mehrfache Wiederholung der Messungen erforderlich, wie dies auch in der
WO 2006/012827 A1 erwähnt wird. Üblicherweise werden 10 bis 20 Messungen nacheinander durchgeführt und deren Einzelspektren gemittelt. Damit ergeben sich sehr lange Gesamtmessdauern von mehr als 30 min.
-
Problematisch ist dabei insbesondere, dass sich die Betriebsparameter der Anlage während der Gesamtmessdauer nicht verändern dürfen, um die Zuordnung des gemessenen Spektrums zum jeweiligen Betriebszustand nicht zu verfälschen. Die zuverlässige und genaue Erkennung von Änderungen von Eigenfrequenzen oder anderen modalen Parametern wird dadurch erschwert.
-
Ein anderes Problem besteht darin, dass aus einem gemessenen Spektrum nicht ohne weiteres erkannt werden kann, ob ein sich im Spektrum zeigender Peak von einer Eigenfrequenz der Gründung, des Turmkörpers oder des Rotorblatts stammt oder zu einer durch eine äußere Erregung erzwungenen Schwingung gehört. Dies erschwert die Erkennung von Zustandsveränderungen.
-
Der Erfindung liegt nun die Aufgabe zugrunde, die Zustandsüberwachung von Windenergieanlagen zu verbessern sowie eine Zustandsüberwachung des Turmkörpers und der Gründungen von Windenergieanlagen zu ermöglichen.
-
Diese Aufgabe wird bei einer Vorrichtung der eingangs genannten Art erfindungsgemäß dadurch gelöst, dass mindestens ein Sensor im Turmkörper der Windenergieanlage angeordnet ist und wobei die Recheneinheit dazu geeignet ist, zur Überwachung ein Zeitbereichssystemidentifikationsverfahren durchzuführen.
-
Es wird also eine Systemidentifikation im Zeitbereich durchgeführt. Damit sind u. a. Eigenfrequenzverschiebungen und Veränderungen anderer modaler Eigenschaften der Gründung und des Turmkörpers und/oder der Rotorblätter, die auf Zustandsveränderungen hinweisen, wesentlich genauer und schneller detektierbar als über spektrenbasierte Methoden. Eigenfrequenzen und weitere modale Parameter können direkt und damit in deutlich kürzerer Messzeit ermittelt werden. Es können im Gegensatz zum Stand der Technik auch Veränderungen in der Gründung der Windenergieanlage zuverlässig und frühzeitig erkannt werden. Dies betrifft auch Veränderungen in den oftmals verwendeten Vergussmörtel-Verbindungen (Grout-Verbindungen) zwischen Gründung und Turmkörper.
-
Auch Veränderungen im Meeresgrund um die Gründung können erfasst werden. Dies betrifft vor allem so genannte Auskolkungen, also Ausbuchtungen im Meeresgrund um die Gründung der Windenergieanlage, die sich beispielsweise durch die Veränderung der Meeresströmung um die Gründung bilden können. Auskolkungen haben einen Einfluss auf die Steifigkeit der Turmeinspannung und verändern die Eigenfrequenz von Turm und Gründung. Somit kann auch ein Entstehen von Auskolkungen durch die Erfindung detektiert werden.
-
Auch Fremderregungen können ohne weiteres erkannt und damit gefiltert werden. Dadurch ist es möglich, auch geringfügige Veränderungen wie beispielsweise eine entstehende Auskolkung oder geringfügige Beschädigungen der Verbindung von Gründung und Turmkörper bereits zu erkennen, auch wenn dies nur zu einer sehr geringen Verschiebung beispielsweise der Eigenfrequenz führt. Da es dabei nicht erforderlich ist, dass die Betriebsparameter der Anlage über einen relativ langen Zeitraum konstant bleiben, ergibt sich eine zuverlässige Auswertung auch bei wechselnden Bedingungen.
-
Als Zeitbereichssystemidentifikationsverfahren können beispielsweise folgende Systemidentifikations- und Fehlererkennungsverfahren einzeln oder in Kombination eingesetzt werden:
- – Stochastic Subspace Identification
- – Systemidentifikation mit autoregressiven Modellen
- – Stability Plot
- – Kalman-Filterung
- – Auto- und Kreuzkorrelationsanalyse im Zeitbereich
- – Lineare und nicht-lineare Hauptkomponentenanalyse
-
Bevorzugterweise werden Fehlerindikatoren abgeleitet, die insbesondere bei Überschreiten von Grenzwerten eine Warnmeldung auslösen. Die Fehlerindikatoren werden dabei aus den mit Hilfe des Zeitbereichssystemidentifikationsverfahrens ermittelten Daten abgeleitet und sind beispielsweise ein Maß für die Abweichung der aktuell bestimmten Eigenfrequenz von einer als Referenz hinterlegten Eigenfrequenz. Derartige Fehlerindikatoren stellen damit ein Maß für eine Änderung dar, das relativ einfach mit einem Grenzwert verglichen werden kann.
-
Vorzugsweise erfolgt eine betriebszustandsabhängige Klassifizierung mit statistischen Verfahren. Damit werden Einflüsse des Betriebsverhaltens von Änderungen des Zustands der Gründung, des Turmkörpers oder der Rotorblätter abgegrenzt. Fehlerhafte Zustandsveränderungen können dadurch von nicht fehlerhaften Zustandsveränderungen unterschieden werden.
-
Vorzugsweise wird als Sensor ein multiaxial messender Schwingungssensor verwendet, mit dem Beschleunigungen erfasst werden, beispielsweise ein biaxial oder triaxial messender Sensor. Dabei kann in der Gründung, sowie im Turmkörper und in jedem Rotorblatt mindestens ein derartiger Sensor angeordnet sein. Mit Hilfe eines derartigen multiaxial messenden Schwingungssensors können Schwingungen in verschiedenen Richtungen erfasst werden und deren Signale im Zeitbereichssystemidentifikationsverfahren verwertet werden. Dadurch ist eine sehr genaue Analyse des Eigenschwingungsverhaltens möglich, so dass Änderungen der Eigenfrequenzen, modaler Parameter und/oder mechanischer Eigenschaften zuverlässig erkannt werden können.
-
Vorzugsweise wird eine Temperatur der Gründung und/oder des Turmkörpers und/oder eines oder mehrerer Rotorblätter erfasst. Somit kann die Temperatur der jeweiligen Struktur ermittelt werden. Temperaturänderungen können ebenfalls eine Verschiebung der Eigenfrequenzen bewirken. Damit dies nicht als fehlerhafter Zustand anerkannt wird, ist es günstig, die Temperatur der einzelnen Strukturen zu kennen. Die Qualität der Überwachung lässt sich also durch Erfassen der Temperatur verbessern.
-
Vorzugsweise wird zum Erfassen von Schwingungen mindestens ein Schwingungssensor verwendet, der in einer Gondel und/oder in einem Turmkörper der Windenergieanlage angeordnet ist, und dessen Signale insbesondere bei Stillstand der Windenergieanlage zur Überwachung von Eigenfrequenzen und/oder modalen Parametern und/oder mechanischen Eigenschaften der Rotorblätter verwendet werden. Dieser Sensor ermöglicht es, beispielsweise zusammen mit gegebenenfalls in den Rotorblättern angeordneten Sensoren, auch Veränderungen der Eigenfrequenzen der Rotorblätter von Schwingungen der gesamten Windenergieanlage zu unterscheiden. Dabei werden mit dem Sensor niederfrequente Strukturschwingungen erfasst und mit dem Zeitbereichssystemidentifikationsverfahren ausgewertet.
-
Der Sensor sollte dabei einen hohen Signal-Rauschabstand aufweisen, also eine hohe Auflösung haben. Mit Hilfe dieses Sensors kann beispielsweise erkannt werden, ob sich ein vorher vorhandener Eisansatz am Rotorblatt zurückgebildet hat, da dies eine entsprechende Verschiebung der Eigenfrequenzen bewirkt.
-
Vorzugsweise wird als zusätzlicher Sensor ein Mikrofon verwendet, mit dem Luftschall im Inneren des Turmkörpers und/oder der Gründung erfasst wird. Dabei können natürlich auch Mikrofone in den Rotorblättern angeordnet sein. Eine Veränderung des Luftschalls, der mit Hilfe des oder der Mikrofone gemessen wird, wird beispielsweise durch eine Veränderung der Aerodynamik des Rotorblatts hervorgerufen. Dabei reagieren die Aerodynamik und damit der Luftschall sehr empfindlich auf Veränderungen der äußeren Oberfläche des Rotorblattes. Die Veränderung der Aerodynamik und damit des Luftschalls kann beispielsweise durch Eisansatz, aber auch durch Oberflächenschäden, Risse, Abplatzungen und Schmutz hervorgerufen werden. Durch die Überwachung des Luftschalls können bereits kleinere Änderungen bemerkt werden.
-
Vorzugsweise werden Betriebs- und/oder Umweltdaten berücksichtigt. Durch Auswertung dieser Daten kann eine Plausibilitätsprüfung der durch das Zeitbereichssystemidentifikationsverfahren erreichten Kenntnisse erfolgen.
-
Die Betriebs- und/oder Umweltdaten können direkt aus einer Anlagensteuerung über eine Feldbusschnittstelle übernommen werden.
-
Vorzugsweise werden die gemessenen Werte mit Referenzzuständen verglichen. Gemessene Werte sind dabei beispielsweise Eigenfrequenzen, modale Parameter oder andere charakteristische Werte der oben genannten Verfahren. Der Vergleich mit einem oder mehreren Referenzzuständen dient dann zur Feststellung von Veränderungen. Die Referenzzustände können beispielsweise direkt nach Inbetriebnahme erfasst worden sein oder aber auch aus Modellberechnungen stammen.
-
Vorteilhafterweise werden die Daten aller Sensoren miteinander verglichen. Dadurch können beispielsweise Störungen, die von außen einwirken und auf alle oder die Mehrzahl der Komponenten der Windenergieanlage gleich wirken, herausgefiltert werden. Es erfolgt damit eine Plausibilitätskontrolle.
-
Vorzugsweise werden die Signale des oder der Sensoren über digitale Feldbusse, ein LAN-System oder ein WLAN-System übermittelt. Dabei kann zur Übermittlung der Signale zwischen der sich drehenden Nabe mit den Rotorblättern und dem stehenden System, das durch die Gondel und den Turm gebildet wird, beispielsweise der vorhandene Schleifring-Übertrager genutzt werden.
-
Die Signale des oder der Sensoren werden in der Recheneinheit nicht wie bekannt und üblich einer Fourier-Transformation unterzogen und daraus Spektren bestimmt, sondern es wird ein Zeitbereichssystemidentifikationsverfahren verwendet, wobei direkt auf die Zeitverlaufsdaten der Schwingungsbeschleunigungen zurückgegriffen wird. Dadurch ist eine hohe Genauigkeit sichergestellt, auch wenn nur geringe Messdauern möglich sind.
-
Dabei ist besonders bevorzugt, dass in der Gründung, im Turmkörper oder in der Gondel mindestens ein multiaxial messender Schwingungssensor angeordnet ist. Dabei können auch in jedem Rotorblatt und dem Turmkörper ein oder mehrere multiaxial messende Schwingungssensoren angeordnet sein. Dadurch ist eine sichere Messung der Beschleunigungen möglich. Veränderungen der Eigenfrequenzen oder anderer modaler Parameter können dadurch sicher erfasst werden.
-
Vorzugsweise ist der Schwingungssensor als MEMS-Sensor ausgebildet. Ein MEMS-Sensor (Micro Electro Mechanical System Sensor) ist ein Beschleunigungsaufnehmer, der als Chip ausgeführt ist. Der Schwingungssensor kann damit vollständig vorgefertigt werden und als Serienteil eingesetzt werden. Dabei ist ein relativ einfacher Austausch des Schwingungssensors im Falle eines Defekts möglich.
-
Vorteilhafterweise bildet der Schwingungssensor eine Baueinheit mit einem Temperatursensor, die insbesondere auf einer Platine zusammengefasst ist. Die Integration dieser Baueinheit in die verschiedenen Teile der Windenergieanlage ist relativ einfach möglich. Die zusätzliche Erfassung der Temperatur verbessert dabei das Ergebnis der Überwachung, da beispielsweise Temperaturänderungen erfasst werden können, die ebenfalls zu einer Veränderung der Eigenfrequenzen führen können.
-
Vorzugsweise ist mindestens ein als Mikrofon ausgebildeter Sensor im Inneren mindestens eines Rotorblatts angeordnet. Dadurch können relativ einfach Veränderungen erkannt werden, da diese eine Veränderung des Luftschalls im Inneren der Windenergieanlage bewirken. Die Signale des Mikrofons können dann ebenfalls mit einem Zeitbereichssystemidentifikationsverfahren ausgewertet werden, so dass eine hohe Empfindlichkeit gewährleistet ist.
-
Vorzugsweise ist in einer Gondel der Windenergieanlage ein Sensor zur Ermittlung der Eigenfrequenz, modaler Parameter und/oder mechanischer Eigenschaften eines Rotorblatts angeordnet. Mit Hilfe dieses Sensors, der beispielsweise als Schwingungs- oder Beschleunigungssensor ausgebildet ist, ist es möglich, Eigenfrequenzen des oder der Rotorblätter auch bei Stillstand der Windenergieanlage zu bestimmen. Dadurch ist es beispielsweise möglich, festzustellen, ob sich ein Eisansatz, der zum Stilllegen der Windenergieanlage geführt hat, wieder zurückgebildet hat. Stillstandszeiten werden damit minimiert.
-
Vorzugsweise überwacht mindestens ein Sensor die Steifigkeit der Turmeinspannung. Dies kann durch einen oder mehrere Sensoren in der Gründung und/oder im Turmkörper und/oder in der Gondel geschehen. Die Recheneinheit kann dann eine Änderung der Eigenfrequenzen oder anderer modaler Parameter des Turmkörpers bzw. der Gründung überwachen, aus denen sich die Steifigkeit der Turmeinspannung berechnen lässt. Insbesondere bei Offshore-Windenergieanlagen kann so rechtzeitig entdeckt werden, falls sich eine Lockerung der Gründung im Meeresgrund entwickelt. Eine solche Lockerung kann einerseits durch die Schwingungen der Gründung selbst entstehen. Andererseits können auch durch Meeresströmungen um die Windenergieanlagen Auskolkungen (Senken) im Meeresgrund entstehen, die ebenfalls die Turmeinspannung beeinflussen können.
-
Die Erfindung erlaubt also eine Zustandsüberwachung aller wesentlichen strukturellen Komponenten der Windenergieanlage.
-
Die Erfindung wird im Folgenden anhand bevorzugter Ausführungsbeispiele in Verbindung mit den Zeichnungen näher beschrieben. Hierin zeigen in schematischer Ansicht:
-
1 einen oberen Teil einer Windenergieanlage und
-
2 einzelne Komponenten zur Zustandsüberwachung von Rotorblättern.
-
In 1 ist der obere Teil einer Windenergieanlage 1 dargestellt, die einen Rotor 2 mit drei Rotorblättern 3, 4, 5 aufweist. Die Rotorblätter 3, 4, 5 sind dabei an einer Nabe 6 befestigt, die drehbar an einer Gondel 7 der Windenergieanlage 1 angeordnet ist, die am oberen Ende eines Turmkörpers 8 angeordnet ist. Der Turmkörper ist wiederum mit einer Gründung der Windenergieanlage 1 verbunden. Bei der Gründung kann es sich beispielsweise um eine Monopile-Gründung handeln. Tripod-, Pfahl-Streben-, Jacket-, Flach- oder Senkkasten-Gründungen sind aber auch vorstellbar.
-
In der Gondel 7 und damit im stationären Teil der Windenergieanlage 1 ist eine Recheneinheit 9 angeordnet, die zur Datenerfassung und Auswertung von Signalen dient, die von verschiedenen Sensoren kommen. Die Recheneinheit kann aber auch im Turm oder im Turmfuß angeordnet sein.
-
Mindestens ein Sensor ist in der Gründung der Windenergieanlage angeordnet. Exemplarisch wird nur an einem Rotorblatt 4 gezeigt, welche Sensoren beispielsweise verwendet werden können. Die übrigen Rotorblätter 3, 5 sowie der Turmkörper 8 können entsprechend mit Sensoren ausgerüstet sein.
-
In der Gründung und dem Turmkörper 8 sind bevorzugt jeweils mindestens ein Beschleunigungs- und Schwingungssensor, ein Temperatursensor, ein Mikrofon und ein Dehnungssensor angeordnet. Somit können alle wichtigen Zustandsgrößen in der Gründung und dem Turmkörper 8 überwacht werden.
-
Auch im Rotorblatt 4 ist ein Beschleunigungs- oder Schwingungssensor 10, ein Temperatursensor 11, ein Mikrofon 12 und ein Dehnungssensor 13 vorgesehen. Der Dehnungssensor 13 befindet sich dabei im Bereich einer Wurzel des Rotorblatts 4, um die aufgrund von Biegebelastungen gerade in diesem Bereich auftretenden Belastungen erfassen zu können.
-
In der Gondel 7 ist ein weiterer Beschleunigungs- bzw. Schwingungssensor 14 angeordnet.
-
Die Auswertung der Sensorsignale erfolgt erfindungsgemäß mit einem Zeitbereichssystemidentifikationsverfahren, also direkt im Zeitbereich in der Recheneinheit 9. Eine vorherige Fourier-Transformation ist nicht erforderlich. Dabei werden keine Spektren miteinander verglichen, sondern es wird direkt auf Zeitverlaufsdaten oder auf daraus gebildete Korrelations- bzw. Kovarianzfunktionen zurückgegriffen. Damit sind Eigenfrequenzverschiebungen, Änderungen modaler Parameter und/oder mechanischer Eigenschaften wesentlich genauer detektierbar als über spektrenbasierte Methoden.
-
In 2 sind die einzelnen Komponenten zur Zustandsüberwachung von Rotorblättern dargestellt. Der Rotor 2 als drehendes System umfasst die Rotorblätter 3, 4, 5, die jeweils mit Schwingungssensoren 10a, 10b, 10c, Temperatursensoren 11a, 11b, 11c, Mikrofonen 12a, 12b, 12c und Dehnungssensoren 13a, 13b, 13c versehen sind. Die Sensoren 10, 11, 12, 13 sind über optische und/oder elektrische Leitungen 15 an einem Netzwerkknoten 16 angeschlossen. Von dort erfolgt die Signalübertragung beispielsweise über ein WLAN-System 17. Dafür ist der Netzwerkknoten 16 mit einem Sender 18 versehen.
-
Nicht dargestellt sind der Übersichtlichkeit halber die Sensoren in der Gründung und dem Turmkörper 8.
-
Ebenfalls nicht dargestellt sind Leitungen zur Energieversorgung der Sensoren 10, 11, 12, 13, die ebenfalls als elektrische und/oder optische Leitungen ausgebildet sein können.
-
In der Gondel 7 oder dem Turmkörper 8, also im stehenden System, ist ein Empfänger 19 vorgesehen, der mit der Recheneinheit 9 verbunden ist und die Signale der Sensoren 10, 11, 12, 13, die über den Sender 18 übersandt werden, empfängt und an die Recheneinheit 9 weiterleitet. In der Recheneinheit 9 erfolgt eine Datenerfassung aller Sensoren, von Betriebsdaten und von Umweltdaten. Dabei erfolgt auch die Auswertung dieser Daten, also die Anwendung eines Zeitbereichssystemidentifikationsverfahrens.
-
Zusätzlich ist der Schwingungssensor 14, der in der Gondel 7 untergebracht ist, über einen Netzwerkknoten 20 ebenfalls mit der Recheneinheit 9 verbunden. Über den Netzwerkknoten 20 ist auch eine Steuerung 21 der Windenergieanlage 1 mit der Recheneinheit 9 verbunden, so dass eine Informationsübertragung zwischen der Steuerung 21 und der Recheneinheit 9 erfolgen kann.
-
Durch die Auswertung der Signale und Ermittlung der Eigenfrequenzen, modaler Parameter und/oder mechanischer Eigenschaften mit einem Zeitbereichssystemidentifikationsverfahren können sehr geringe Abweichungen, beispielsweise kleine Eigenfrequenzverschiebungen, erkannt werden. Eigenfrequenzverschiebungen sind damit wesentlich genauer bestimmbar als über spektrenbasierte Methoden. Dabei werden zur Plausibilitätskontrolle zusätzlich aktuelle Betriebs- und Umweltdaten der Windenergieanlage mit erfasst und ausgewertet, um Einflüsse des Betriebsverhaltens auf die Eigenfrequenzverschiebung auszuschließen. Zusätzlich werden die Messsignale bzw. die extrahierten Ergebnisse mit statistischen Verfahren betriebszustandsabhängig klassifiziert.
-
Das Messen von Luftschall in mindestens einem Rotorblatt ermöglicht die zuverlässige Erkennung von Eisansatz, Verschmutzung und Oberflächenschäden. Da in der Regel alle Rotorblätter gleichen Bedingungen unterworfen sind, kann es aus Kostengründen als ausreichend angesehen werden, nur eines der Rotorblätter mit einem Mikrofon zur Messung des Luftschalls zu versehen. Allerdings funktioniert die Erfassung von Eisansatz mittels des Mikrofons nur bei sich bewegendem Rotor, da der mit Hilfe des Mikrofons erfassbare Luftschall von der Aerodynamik abhängig ist. Um beispielsweise Eisansatz auch bei stehendem Rotor erkennen zu können und damit ein automatisches Wiederanlaufen der Windenergieanlage zu gewährleisten, ist ein zusätzlicher Schwingungssensor in der Gondel angeordnet, wobei ebenfalls zur Überwachung ein Zeitbereichssystemidentifikationsverfahren verwendet wird. Damit ist es möglich, mit Hilfe dieses Sensors Eigenfrequenzen der stehenden Rotorblätter zu überwachen und daraus abzuleiten, ob ein Eisansatz vorliegt oder nicht. Mit Hilfe der im Turmkörper und der Gründung angeordneten Sensoren lassen sich wiederum Änderungen in der Turmeinspannung, zum Beispiel durch Auskolkungen, entdecken.
-
Mit Hilfe eines biaxial messenden Schwingungssensors können dabei Schwingungen der Gründung, des Turmkörpers oder der Rotorblätter bzw. Beschleunigungen erfasst werden und daraus sichere Aussagen über die Eigenfrequenz und modale Parameter getroffen werden. Es können auch andere multiaxial messende Sensoren verwendet werden, beispielsweise triaxial messende Sensoren. In einfachen Fällen reicht auch ein monoaxial messender Sensor aus.
-
Gegebenenfalls kann in der Gründung, im Turmkörper sowie in den Rotorblättern eine Vorverarbeitung der Signale erfolgen. Es ist aber auch denkbar, die Signale als Rohdaten zur Recheneinheit zu übertragen.
-
Erfindungsgemäß werden so ein Verfahren und eine Vorrichtung zur Überwachung von Windenergieanlagen erhalten, das/die eine sehr zuverlässige Fehlererkennung mit einer hohen Sensitivität ermöglicht. Es können alle strukturellen Komponenten der Windenergieanlage auf Zustandsveränderungen überwacht werden. Dadurch lassen sich unnötige Wartungen, insbesondere bei Offshore-Windenergieanlagen, vermeiden. Gleichzeitig ergibt sich eine höhere Sicherheit im Betrieb der Anlagen.
-
ZITATE ENTHALTEN IN DER BESCHREIBUNG
-
Diese Liste der vom Anmelder aufgeführten Dokumente wurde automatisiert erzeugt und ist ausschließlich zur besseren Information des Lesers aufgenommen. Die Liste ist nicht Bestandteil der deutschen Patent- bzw. Gebrauchsmusteranmeldung. Das DPMA übernimmt keinerlei Haftung für etwaige Fehler oder Auslassungen.
-
Zitierte Patentliteratur
-
- WO 2006/012827 A1 [0006, 0012]
- GB 2459726 A [0007]
- DE 102005016524 A1 [0008]
