EP4222388A1 - Verfahren zur gebrauchsdauerverlängerung einer hauptlagerungsanordnung einer windkraftanlage - Google Patents

Verfahren zur gebrauchsdauerverlängerung einer hauptlagerungsanordnung einer windkraftanlage

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EP4222388A1
EP4222388A1 EP21789629.9A EP21789629A EP4222388A1 EP 4222388 A1 EP4222388 A1 EP 4222388A1 EP 21789629 A EP21789629 A EP 21789629A EP 4222388 A1 EP4222388 A1 EP 4222388A1
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EP
European Patent Office
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bearing
bearing ring
stationary
ring
housing
Prior art date
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Pending
Application number
EP21789629.9A
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English (en)
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Inventor
Mathias Pick
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Eolotec GmbH
Original Assignee
Eolotec GmbH
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Publication date
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Pending legal-status Critical Current

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    • Y02E10/00—Energy generation through renewable energy sources
    • Y02E10/70—Wind energy
    • Y02E10/72—Wind turbines with rotation axis in wind direction

Definitions

  • the invention relates to a method for extending the service life of a main bearing arrangement
  • Wind turbines have become one of the most important pillars of regenerative energy supply. For wind turbines, an operating life of at least 20 years was previously planned, and according to current developments, periods of up to 30 years are being sought. Nevertheless, in recent years it has been shown that wind turbines in the power class >1.5 MW in particular do not always meet these 20-year requirements for all components and that premature damage occurs, for example in the main bearing arrangement.
  • a rotor shaft is supported by means of a main bearing.
  • the hub with the rotor blades is attached to the rotor shaft.
  • EP 3 333 439 B1 and WO 2020/169762 A1 already contain concepts for replacing a main bearing of a wind turbine, in which the rotor shaft does not have to be dismantled and the drive train therefore does not have to be lifted from the nacelle.
  • the invention is based on the object of making it possible to repair and thus extend the service life of a damaged main bearing arrangement of a wind turbine with little effort.
  • the main bearing arrangement of the wind turbine has at least one main bearing with a number of bearing rows, in particular one, two or three bearing rows, with a rotor shaft being rotatably mounted about an axis of rotation with the main bearing. Furthermore, the main bearing arrangement usually has a generally fixed housing which is fastened to a base frame of the wind turbine.
  • the main bearing arrangement specifically the main bearing, has at least one stationary bearing ring, a rotating bearing ring and rolling elements and typically also a cage. In operation, the rotating bearing ring rotates about the axis of rotation and the stationary bearing ring does not rotate.
  • the bearing rings are located inside the housing.
  • a first variant of the invention now provides for the stationary bearing ring to be rotated about the axis of rotation and rotation of the rotor shaft and thus the main bearing arrangement. It is therefore rotated about the axis of rotation and rotation of the rotor shaft and thus of the main bearing arrangement by a specific, limited angle of rotation, the angle of rotation not being equal to n*360°, where n is an integer. Therefore, after rotation, the individual sections/zones of the stationary bearing ring are in a different angular position compared to the previous, untwisted position.
  • a zone of the fixed bearing ring that was previously under less load is rotated into an area in which higher loads occur during operation.
  • the rotation preferably takes place by at least 45°, by at least 90° and preferably in an angular range of 160° to 200°, especially 180°. Maximum rotation is 270°.
  • the stationary bearing ring is replaced by a new stationary bearing ring.
  • the new bearing ring is, in particular, a bearing ring that is divided into at least two segments in the circumferential direction, in order to enable assembly when the rotor shaft is assembled.
  • the main bearing components include, in particular, the rotating bearing ring and/or the cage. Ie in particular the rotating bearing ring is not exchanged.
  • the rolling bodies are also preferably not exchanged, at least some of the rolling bodies are not exchanged.
  • the rolling elements are therefore also important bearing components. It is therefore preferred to replace only the damaged stationary bearing ring and not the entire bearing. The rotation or the replacement of the stationary bearing ring is carried out after a certain period of operation, typically several years, when the first signs of wear are visible.
  • the invention is now based on the new finding that this lifetime theory cannot be fully transferred to this application and that a different type of damage process superimposes or completely suppresses this assumed damage. This consideration results in a preferred failure of the stationary bearing ring of the roller bearing before damage to the rotating bearing ring and the roller bodies, which reduces the function, occurs.
  • the measures presented here for both variants are carried out without dismantling the rotor shaft.
  • the rotor shaft remains at least essentially in the position it occupies during operation, except for a possible support. Therefore, no complex removal of the hub and/or the rotor shaft is required and provided.
  • the rotor shaft is preferably supported with the aid of a holding device, a so-called fixture, in order to at least partially absorb the load of the rotor shaft during the repair, ie while rotating or replacing the stationary bearing ring.
  • this fixture is supported on a structural component, such as the mentioned base frame or another part of the building of the wind turbine, especially the nacelle.
  • the fixture is supported on the rotor shaft or on a component connected to it, such as the hub.
  • the at least partial load release of the rotor shaft simplifies the repair work. The fixture is usually only attached temporarily during the repair measure.
  • a multi-row bearing in which several bearing rings are arranged one behind the other in the direction of the axis of rotation, which are also designed, for example, as separate or non-destructively separable bearing rings, preferably only one bearing ring, in particular the axial bearing ring that is subjected to higher loads or is usually damaged, is replaced or rotated .
  • only the bearing ring facing away from the rotor hub is exchanged or rotated.
  • the bearing rings arranged axially one behind the other are also referred to as axial bearing ring segments.
  • several or all of the axial bearing ring segments can be exchanged or rotated.
  • the (bearing) housing is dismantled before the respective measure. This means, on the one hand, that the housing is released and, for example, that it is moved axially, so that the stationary bearing ring, which is usually an outer ring, is accessible.
  • disassembly also means complete removal of the (used) housing.
  • the housing is preferably replaced by a new housing, which is a so-called split housing, which consists of at least and typically exactly two housing segments.
  • split housing which consists of at least and typically exactly two housing segments.
  • the measures described are used in a bearing variant in which the outer ring rotates during operation and the inner ring is stationary and does not rotate.
  • the "rotor shaft” is therefore stationary and forms a kind of axle journal.
  • the rotor of the wind turbine is connected to the outer ring, e.g. via the rotating/rotating housing. This design is often found in directly driven wind turbines.
  • the measure for extending the service life is carried out after a defined service life of typically several years, e.g. after 8 to 15 years after initial commissioning (for the first time and in particular also once).
  • the measure is carried out as required when the bearing shows predetermined signs of wear or when it reaches wear limits.
  • condition monitoring for the warehouse is provided in particular. As soon as relevant damage is detected, the desired repair and thus service life extension is initiated. To detect whether damage has occurred, vibration monitoring, load monitoring, bearing clearance monitoring, etc. are carried out as part of bearing monitoring.
  • the measures described here are generally preferably carried out only once during the service life of a wind turbine.
  • the bearing clearance ie the bearing play
  • the new bearing ring which is typically formed by several, for example 2, bearing ring segments adjoining one another in the circumferential direction, is suitably designed for this purpose.
  • the new housing which is also typically formed by a plurality of housing segments adjoining one another in the circumferential direction, is suitably designed.
  • the setting of the bearing clearance and/or the bearing preload also referred to as bearing play, takes place in a manner known per se.
  • a parting line is formed between the individual segments for this purpose and an adjustment can be made, for example, with adjustment plates.
  • a rotating device is provided in an expedient embodiment, which is preferably attached only temporarily and which performs or supports the rotation of the bearing ring.
  • bearing ring to be rotated within the (old) housing. In this variant, therefore, no dismantling of the housing, or at least no replacement with a new housing, is necessary. Rather, only the stationary bearing ring is released so that it can be rotated relative to the housing. It is then rotated within the housing and relative to it by the desired angle of rotation before it is then fixed again.
  • the bearing in particular is initially relieved, for example by the weight force being intercepted, for example, via the rotor and the fixture already mentioned.
  • the rotary device is generally supported on a first structural component, for example on the base support, and engages in a positive and/or non-positive manner on the stationary bearing ring in order to rotate it.
  • a temperature treatment e.g. cold or heat treatment of the relevant components is also provided in a preferred embodiment.
  • heating of the housing can be provided so that it is easier to rotate the bearing ring.
  • FIG. 1 shows a sectional view of a main bearing arrangement of a wind turbine
  • FIG. 2 shows a perspective view of a detail of a wind turbine in the area of a hub without showing a housing (nacelle) for the main bearing arrangement
  • a main bearing arrangement 1 designed as a 3-point bearing is provided.
  • This common main bearing solution uses a double row spherical roller bearing as the rotor side Fixed bearing (main bearing 10) and a first gear stage bearing as a floating bearing on the transmission side.
  • the main bearing 10 has a housing 5 which is attached to a support structure, for example a base frame 6 .
  • the entire main bearing arrangement 1 is usually arranged in a gondola, not shown here, which is rotatably arranged on a tower, also not shown here.
  • the main bearing 10 has a stationary bearing 7 fixed by the housing 5 and forming an outer ring of the spherical roller bearing. Furthermore, the main bearing 10 has an inner ring which, during operation, rotates about an axis of rotation 13 together with a rotor shaft 3 and forms a circumferential bearing ring 8 .
  • the bearing rings 7, 8, in particular the stationary bearing ring 7, have two rings which follow one another in the axial direction, ie in the direction of the axis of rotation 13 and which are also referred to as axial bearing ring segments.
  • a stationary bearing ring 15 divided into two axial bearing ring segments is shown as an example.
  • a row of rolling elements 9 is arranged between a respective inner and outer bearing ring segment, so that two bearing rows 2, namely a hub-side bearing row and a gear-side bearing row Bearing series are formed.
  • the service life theory and calculation of the load rating are based on the alternating shear stress hypothesis. For this purpose, on the basis of Hertz's pressure and empirically determined material parameters, the service life is estimated.
  • the inner ring is usually the first component to fail, as this is due to the larger Curvature in the rolling direction usually sees the highest stress/compression.
  • the invention now makes use of this connection and has developed a method for rotating this stationary bearing ring 7 (outer ring) on the wind turbine by 180° about the axis of rotation 13 when the rotor is mounted. What is thus achieved is that the undamaged raceway area of the stationary bearing ring 7 can be used and thus the overall service life of the main bearing arrangement 1 is extended without having to replace the entire main bearing 10 .
  • the bearing 7 In order to rotate this stationary bearing ring 7 (variant 1) or, if necessary, to replace it with a new bearing ring 7 (variant 2), the bearing 7 is first removed from its stationary position. In variant 2, the old bearing 7 is replaced by new bearing ring segments 14 (see FIG. 4), which form the new bearing ring 7.
  • the stationary housing 5 is separated from the nacelle structure, ie in particular from the base frame 6, to which the housing 5 is firmly connected during operation.
  • the housing 5 is displaced spatially and temporally, despite the rotor and wind loads still present on the rotor shaft 3.
  • a fixture which fixes the rotor 11 , together with the rotor shaft 3 and the rest of the main bearing 10 , while the stationary bearing ring 7 is rotating.
  • rotor 11 is understood to mean the unit consisting of the so-called rotor hub 18 with the rotor blades arranged thereon.
  • the rotor hub 18 is connected in a torque-proof manner to the rotor shaft 3, which can also be regarded as part of the rotor.
  • This fixture is connected to one or more of the structural components selected from the base frame 6, rotor shaft 3, rotor hub 18 and/or gearbox and is removed again after the bearing play or axial play of the main bearing arrangement 1 has been set and the bearing housing 5 has been re-attached to the base frame 6.
  • the fixture is supported on the one hand on the base frame 6 and on the other hand on the rotor hub 18 or the rotor shaft 3 in order to make the main bearing 10 at least partially load-free.
  • Another alternative embodiment of the repair is to turn the stationary bearing ring 7 directly in the bearing housing 5.
  • add-on or conversion parts such as cladding or cover elements, seals, etc.
  • the rotor shaft 3 is further removed, for example by means of at least a hydraulic or mechanical support element (partially) relieved.
  • the stationary outer ring 7 in the housing 5 is then rotated about the axis of rotation 13 of the rotor shaft 13 with the aid of a rotating device.
  • the turning device is preferably fastened to the housing 5 and/or the base frame 6 for all turning variants.
  • the rotor shaft 3 is secured against rotation by means of a rotor lock and the rotor weight is lifted by means of hydraulic tools, thus partially relieving the load on the main bearing arrangement.
  • the conversion parts are then removed from the existing housing 5 in order to gain access to the stationary bearing ring 7 (outer ring).
  • the rotating device is now attached to the housing 5 and/or to the base frame 6.
  • This rotary device engages in a suitable manner (non-positive, positive, material or frictional) on the stationary bearing ring 7 and rotates it relative to the housing 5 about the axis of rotation 13.
  • the rotation can be carried out in small sections by adjusting the rotary device accordingly. as well as a complete rotation by, for example, 180°, insofar as the rotating device allows this.
  • the stationary bearing ring 7 has been rotated into the desired position, the rotary device is dismantled and the bearing is loaded again.
  • the conversion parts are then reassembled and the rotorlock unlocked.
  • the bearing is first relieved (secured via rotor lock, lift rotor weight).
  • the housing 5 is then dismantled, if necessary it is separated (for example by separating welding or other destructive separating process).
  • the stationary bearing ring 7 is removed, for this purpose it is divided into segments; if necessary, the bearing ring 7 is also destroyed here by separating it into the segments (separation welding, blasting).
  • the bearing ring segments 14 are mounted. If necessary the bearing clearance/bearing play is adjusted, for example by arranging spacer elements (shim plates) between the bearing ring segments 14.
  • the housing 5 if necessary a new one) is then reinstalled.
  • this is typically divided into at least two housing segments.
  • the bearing clearance can also be adjusted here.
  • the housing 5 is then attached to the base frame/base support.
  • the bearing is then loaded again (remove fixture, loosen rotorlock) and can be put back into operation.
  • the two variants described above can also be combined insofar as the housing is first dismantled in the first variant of turning the stationary bearing ring and then reassembled after turning or replaced with a new one.
  • the methods described here are basically also suitable for a moment bearing, which represents a special design of the main bearing in wind turbines.
  • the bearing rings 7 , 8 are installed only partially or not at all in a housing or are secured in the housing 5 or on the rotor shaft 3 by the known interference fit. Rather, the bearing rings 7, 8 are fastened to the base frame 6, rotor hub 18 or other stationary and rotating structural components by means of a flange connection by means of screws. The stationary position relative to the base frame 6 or to the rotating rotor hub 18 is thus ensured with the aid of the screw connection and the frictional connection in the flange connection. Turning or replacing the stationary bearing ring 7 according to the invention is hereby just as advantageous as with the conventional three-point bearing.
  • a fixture is also provided for this purpose, which fixes the rotating part of the drive train (including the rotor, shaft and generator) to the standing base frame 6 .
  • the flange connection of the stationary bearing ring 7 is then released and then rotated about the axis of rotation 13 of the bearing into an advantageous, low-wear position.
  • the fixture can be removed again and the rotor can be used again turn, or the wind turbine can be put into operation. If necessary, conversion parts must also be dismantled in advance in order to gain access to the flange connection.
  • Torque bearings are very often used in directly driven wind turbines.
  • a directly driven wind turbine is generally understood to be a system without gears, where the generator rotates at the same speed as the rotor. In this embodiment, the generator can preferably be used for temporary fixation and anti-twist protection.
  • the fixture can thus be replaced in whole or in part, and the generator structure is used, according to a preferred embodiment, for rotating or replacing the stationary bearing ring 7 .
  • the term rotor is used here, then this is understood to mean the rotating part of a wind turbine, which in particular includes the rotor hub 18 with the rotor blades attached thereto.
  • the rotor also includes the rotor shaft 3, which is supported by the main bearing arrangement 1.
  • the rotor shaft 3 is typically passed through the main bearing 10 and extends from the hub to a gearbox or to the generator in the case of directly driven wind turbines
  • a fixture is generally understood to mean a holding device which is temporarily attached to a structural component such as the base frame 6 or another base or machine support and which is used in particular to temporarily support and hold the rotor shaft 3 while the measure described here is being carried out.
  • Example 1 Some process sequences with the individual process steps are shown as examples for rotating or replacing the stationary: Example 1 :
  • step 6.1 Setting the rotor lock in step 6.1 prevents the rotor from rotating. In principle, this is possible in all the examples described above.
  • a start signal for carrying out the measures is preferably given by a condition monitoring system, specifically vibration monitoring.

Abstract

Die Erfindung betrifft ein Verfahren zur Gebrauchsdauerverlängerung einer Hauptlagerungsanordnung (1) einer Windkraftanlage (4), mit wenigsten einem Hauptlager (10) mit einer Drehachse (13) mit zumindest einer Lagerreihe (2), in dem eine Rotorwelle (3) der Windkraftanlage (4) gelagert ist, wobei die Hauptlagerungsanordnung (1) mindesten einen ortsfesten Lagerring (7), einen umlaufenden Lagerring (8) sowie Wälzkörper (9) aufweist. Zur Gebrauchsdauerverlängerung oder Instandsetzung ist vorgesehen, dass der ortsfeste Lagerring (7) um die Drehachse (13) der Hauptlagerungsanordnung (1) gedreht wird. Alternativ wird lediglich ein neuer ortsfester Lagerring (7) bevorzugt mit mindesten zwei Lagerringsegmenten (14) anstatt des geschä- digten Außenringes (7) verbaut, insbesondere ohne, dass weitere wesentli- che Lagerbauteile wie z.B. der Innenring getauscht wird.

Description

Beschreibung
Verfahren zur Gebrauchsdauerverlängerung einer Hauptlagerungsanordnung einer Windkraftanlage
Die Erfindung betrifft ein Verfahren zur Gebrauchsdauerverlängerung einer Hauptlagerungsanordnung
Hintergrund der Erfindung:
Windkraftanlagen sind zu einem der wichtigsten Stützpfeiler der regenerativen Energieversorgung geworden. Für Windkraftanlagen wurde bisher eine Betriebsdauer von mindesten 20 Jahre konstruktiv vorgesehen und nach der aktuellen Entwicklung werden Zeiträume von bis zu 30 Jahren angestrebt. Dennoch hat sich in den letzten Jahren gezeigt, dass insbesondere Windkraftanalgen der Leistungsklasse >1 ,5MW diese 20-Jahre-Anforderungen nicht immer für alle Komponenten erfüllen und es zu frühzeitigen Schäden beispielhaft bei der Hauptlagerungsanordnung kommt. Mit der Hauptlagerungsanordnung wird eine Rotorwelle mittels eines Hauptlagers gelagert. An der Rotorwelle ist die Nabe mit den Rotorblättern befestigt.
Bisher wird bei Schäden der ganze Triebstrang mit einem Kran von der Gondel gehoben und durch einen neuen bzw. überarbeiteten Triebstrang ersetzt bzw. am Boden wieder instandgesetzt. Aufgrund der Rotormassen von 30-90t, und Nabenhöhen von bis zu 160m sind hierfür sehr teure und oftmals schlecht verfügbare Spezialkräne erforderlich. Die hiermit verbundenen hohen Kosten führen zu einer deutlichen Ertragsreduzierung bis hin zur Unwirtschaftlichkeit der Instandsetzung des Hauptlagers und somit der ganzen Windkraftanlage. Diese Problematik nimmt deutlich an Bedeutung zu, verdeutlicht man sich die Kosten und logistischen Aspekte die mit einer Rotordemontage bei einer Offshore Windkraftanlage verbunden sind. Aus der EP 3 333 439 B1 sowie der WO 2020/169762 A1 sind bereits Konzepte für einen Austausch eines Hauptlagers einer Windkraftanlage zu entnehmen, bei denen die Rotorwelle nicht demontiert werden muss und damit der Triebstrang nicht von der Gondel gehoben werden muss.
Es werden allgemein neue Instandhaltungs- bzw. Instandsetzungsansätze angestrebt, um die Instandhaltungskosten und somit die Stromentstehungskosten vertretbar zu halten und letztendlich die Wettbewerbsfähigkeit dieser Zukunftstechnologie zu sichern.
Aufgabe der Erfindung:
Der Erfindung liegt die Aufgabe zu Grunde, eine Instandsetzung und damit eine Gebrauchsdauerverlängerung einer geschädigten Hauptlagerungsanordnung einer Windkraftanlage mit geringem Aufwand zu ermöglichen.
Lösung der Aufgabe:
Die Aufgabe wird gemäß der Erfindung gelöst durch ein Verfahren zur Gebrauchsdauerverlängerung mit den Merkmalen des Anspruchs 1 oder mit den Merkmalen des Anspruchs 2. Bevorzugte Weiterbildungen sind in den Unteransprüchen enthalten.
Die Hauptlagerungsanordnung der Windkraftanlage weist wenigsten ein Hauptlager mit einer Anzahl von Lagerreihen auf, insbesondere eine, zwei oder drei Lagerreihen, wobei mit dem Hauptlager eine Rotorwelle um eine Drehachse drehbar gelagert ist. Weiterhin weist die Hauptlagerungsanordnung üblicherweise ein in der Regel feststehendes Gehäuse auf, das an einem Grundrahmen der Windkraftanlage befestigt ist. Die Hauptlagerungsanordnung, speziell das Hauptlager weist dabei mindesten einen ortsfesten Lagerring, einen um laufenden Lagerring sowie Wälzkörper und typischerweise auch einen Käfig auf. Im Betrieb rotiert der um laufende Lagerring um die Drehachse und der ortsfeste Lagerring rotiert nicht. Die Lagerringe sind innerhalb des Gehäuses angeordnet. Bei dem Verfahren zur Instandsetzung und damit Gebrauchsdauerverlängerung der Hauptlagerungsanordnung ist erfindungsgemäß nunmehr gemäß einer ersten Variante vorgesehen, dass der ortsfeste Lagerring um die Dreh- und Rotationsachse der Rotorwelle und damit der Hauptlagerungsanordnung gedreht wird. Er wird also um die die Dreh- und Rotationsachse der Rotorwelle und damit der Hauptlageranordnung um einen bestimmten, begrenzten Drehwinkel verdreht, wobei der Drehwinkel ungleich n*360° ist, wobei n eine ganze Zahl ist. Nach der Drehung befinden sich daher die einzelnen Abschnitte / Zonen des ortsfesten Lagerrings an einer anderen Winkelposition im Vergleich zu der vorhergehenden, unverdrehten Position.
Durch die Drehung wird eine bis dahin weniger belastete Zone des feststehenden Lagerrings in einen Bereich hineingedreht, bei der höhere Belastungen im Betrieb auftreten. Die Drehung erfolgt vorzugsweise um zumindest 45°, um zumindest 90° und bevorzugt in einem Winkelbereich von 160° bis 200°, speziell um 180°. Maximal erfolgt eine Drehung um 270°.
Gemäß einer zweiten erfindungsgemäßen Variante ist vorgesehen, dass insbesondere lediglich der ortsfeste Lagerring durch einen neuen ortsfesten Lagerring ersetzt wird. Bei dem neuen Lagerring handelt es sich insbesondere um einen in Umfangsrichtung in zumindest zwei Segmente unterteilten Lagerring, um eine Montage bei montierter Rotorwelle zu ermöglichen.
Bevorzugt werden hierbei dabei keine anderen (wesentlichen) Lagerkomponenten, ausgetauscht. Zu den wesentlichen Lagerkomponenten zählen insbesondere der um laufende Lagerring und / oder der Käfig. D.h. insbesondere der um laufende Lagerring wird nicht getauscht. Bevorzugt werden auch die Wälzkörper nicht getauscht, zumindest ein Teil der Wälzkörper wird nicht getauscht. Bei den Wälzkör- pern handelt es sich daher auch um wesentliche Lagerkomponenten. Es wird also bevorzugt lediglich der beschädigte ortsfeste Lagerring ausgetauscht und gerade nicht das komplette Lager. Die Drehung oder auch der Austausch des ortsfesten Lagerrings wird dabei nach einer bestimmten Betriebsdauer von typischerweise mehreren Jahren vorgenommen, wenn also erste Verschleißerscheinungen erkennbar sind.
Diesen Konzepten liegt die gemeinsame Erkenntnis zugrunde, dass bei der Hauptlagerungsanordnung ein systematisches Schadensbild vorliegt, welches sich von den bisher anerkannten wissenschaftlichen Auslegungs- und Berechnungsgrundlagen unterscheidet. Bei der Auslegung von 20 oder 30 Jahre Lebensdauer der Windkraftanlage wird bisher eine Dimensionierung der Lagerung anhand der Lebensdauer und statischen Sicherheit vorgenommen. Basis hierfür ist die Hertz'sche Ermüdungstheorie und die Bewertung der Pressung im Wälzkontakt. Auf Basis dieser Auslegung errechnet sich eine Gesamtlebensdauer des Wälzlagers und die Annahme, dass der umlaufende Lagerring als Erster ermüdet.
Der Erfindung liegt nun die neuartige Erkenntnis zugrunde, dass diese Lebensdauertheorie nicht vollständig auf diese Anwendung zu übertragen ist und ein andersartiger Schädigungsprozess diese angenommene Schädigung überlagert oder vollständig verdrängt. Aus dieser Überlegung ergibt sich eine vorzugsweiser Ausfall des feststehenden Lagerringes des Wälzlagers bevor es zu funktionsreduzierenden Schädigungen des umlaufenden Lagerringes und der Wälzkörper kommt.
Die oben beschriebenen Lösungskonzepte bauen auf dieser neuen Erkenntnis auf, um ein neues Instandhaltungsverfahren für Hauptlageranordnungen vom Windkraftanlagen anzugeben.
Allgemein ist vorgesehen, dass die hier vorgestellten Maßnahmen beider Varianten ohne Demontage der Rotorwelle erfolgen. Hierunter wird verstanden, dass die Rotorwelle zumindest im Wesentlichen - bis auf ein evtl. Abstützen - an ihrer Position verbleibt, die sie im Betrieb einnimmt. Es ist daher kein aufwändiges Abnehmen der Nabe und / oder der Rotorwelle erforderlich und vorgesehen. Vorzugsweise wird während der Instandsetzung die Rotorwelle mit Hilfe einer Haltevorrichtung, einer sogenannten Fixture, abgestützt, um also die Last der Rotorwelle während der Instandsetzung, also während des Drehens oder des Austauschens des ortsfesten Lagerrings, zumindest teilweise abzufangen. Diese Fixture stütz sich dabei einerseits an einem Strukturbauteil, wie beispielsweise dem erwähnten Grundrahmen oder einem sonstigen Gebäudeteil der Windkraftanlage speziell der Gondel ab. Andererseits stütz sich die Fixture an der Rotorwelle oder an einem mit dieser verbundenem Bauteil, wie z.B. der Nabe ab. Durch die zumindest teilweise Last-Freistellung der Rotorwelle ist die Instandsetzungsmaßnahme vereinfacht. Die Fixture ist dabei üblicherweise nur temporär während der Instandsetzung-Maßnahme angebracht.
Bei einem mehrreihigen Lager, bei dem also in Richtung der Drehachse mehrere Lagerringe hintereinander angeordnet sind, die beispielsweise auch als voneinander getrennte oder zerstörungsfrei trennbare Lagerringe ausgebildet sind, wird vorzugsweise lediglich ein Lagerring, insbesondere der höher belastete bzw. meist geschädigte axiale Lagerring ausgetauscht oder gedreht. Bevorzugt wird lediglich der der Rotornabe abgewandte Lagerring ausgetauscht oder gedreht. Die axial hintereinander angeordneten Lagerringe werden auch als axiale Lagerringsegmente bezeichnet. Alternativ erfolgt der Austausch oder die Drehung mehrerer oder aller axialer Lagerringsegmente.
In bevorzugter Ausgestaltung wird das (Lager-) Gehäuse vor der jeweiligen Maßnahme demontiert. Hierunter wird zum einen ein Lösen des Gehäuses und z.B. ein axiales Verschieben verstanden, so dass also der ortsfeste Lagerring, welcher üblicherweise ein Außenring ist, zugänglich ist. Zum anderen wird unter Demontage auch ein vollständiges Entfernen des (gebrauchten) Gehäuses verstanden. In diesem Fall wird das Gehäuse bevorzugt durch ein neues Gehäuse ersetzt, bei dem es sich um ein sogenanntes Split-Gehäuse handelt, welches aus zumindest und typischerweise aus genau zwei Gehäusesegmenten besteht. Derartige Verfahren sind beispielsweise aus der eingangs zitierten EP 3 333 439 B1 oder der WO 2020/169762 A1 zu entnehmen. Die hier beschriebenen Maßnahmen werden insbesondere bei einem ortsfesten Außenring angewandt. D.h. der Außenring bildet den ortsfesten Lagerring und der Innenring bildet den umlaufenden Lagerring, welcher zusammen mit der Rotorwelle während des Betriebes rotiert.
Alternativ werden die beschriebenen Maßnahmen bei einer Lagervariante eingesetzt, bei der der Außenring im Betrieb umlaufend ist und der Innenring ortsfest und nicht drehend. Bei dieser Variante steht daher die „Rotorwelle“ und bildet quasi einen Achszapfen. Der Rotor der Windkraftanlage ist mit dem Außenring z.B. über das dann ebenfalls um laufende/ rotierende Gehäuse verbunden. Diese Ausführung findet sich oftmals in direkt getrieben Windkraftanlagen.
Die Maßnahme zur Gebrauchsdauerverlängerung wird gemäß einer ersten Variante nach einer definierten Betriebsdauer von typischerweise mehreren Jahren z.B. nach 8 bis 15 Jahren nach der Erstinbetriebnahme (erstmalig und insbesondere auch einmalig) durchgeführt.
Gemäß einer bevorzugten Ausgestaltung wird die Maßnahme bedarfsabhängig durchgeführt, wenn das Lager vorgegeben Verschleißerscheinungen zeigt bzw. Verschleißgrenzen erreichen. Hierzu ist insbesondere ein Condition Monitoring für das Lager vorgesehen. Sobald ein relevanter Schaden detektiert wird, wird die gewünschte Maßnahme zur Instandsetzung und damit zur Gebrauchsdauerverlängerung veranlasst. Zur Detektion, ob ein Schaden aufgetreten ist, wird im Rahmen der Lagerüberwachung z.B. eine Schwingungsüberwachung eine Lastüberwachung, eine Lagerspielüberwachung etc. durchgeführt.
Die hier beschriebenen Maßnahmen werden allgemein bevorzugt nur einmalig während der Lebensdauer einer Windkraftanlage durchgeführt.
Speziell bei der zweiten Variante, bei der ein Austausch des ortsfesten Lagerrings vorgesehen ist, ist in bevorzugter Weiterbildung eine E instel Ibarkeit der Lagerluft, also des Lagerspiels vorgesehen. Hierdurch lässt sich ein optimaler Betriebspunkt der Lageranordnung einstellen. Hierzu ist der neue Lagerring, der typischerweise durch mehrere beispielsweise 2 in Umfangsrichtung aneinander anschließende Lagerringsegmente gebildet ist, geeignet ausgebildet.
Ergänzend oder alternativ ist - bei einem Austausch des Gehäuses - das neue Gehäuse, welches ebenfalls typischerweise durch mehrere in Umfangsrichtung aneinander anschließende Gehäusesegmente gebildet ist, geeignet ausgebildet.
Die Einstellung der Lagerluft und / oder der Lagervorspannung, auch als Lagerspiel bezeichnet, erfolgt in an sich bekannter Weise. Beispielsweise ist hierzu eine Trennfuge zwischen den einzelnen Segmenten ausgebildet und eine Einstellung kann beispielsweise mit Einstellblechen erfolgen.
Aus der EP 2 801 729 A2 sind beispielhaft Maßnahmen zum Messen und Einstellen des Lagerspiels eines Hauptlagers zu entnehmen.
Für die erste Variante mit der Drehung des ortsfesten Lagerrings um einen vorgegebenen Drehwinkel, insbesondere ohne Demontage des Gehäuses, ist in zweckdienlicher Ausgestaltung eine Drehvorrichtung vorgesehen, welche bevorzugt lediglich temporär angebracht wird, und welche die Drehung des Lagerrings ausführt oder unterstützt.
Speziell ist in einer Variante vorgesehen, dass der Lagerring innerhalb des (alten) Gehäuses gedreht wird. Bei dieser Variante ist daher keine Demontage des Gehäuses, zumindest kein Ersatz durch ein neues Gehäuse erforderlich. Vielmehr wird lediglich der ortsfeste Lagerring gelöst, so dass er relativ zum Gehäuse drehbar ist. Anschließend wird er innerhalb des Gehäuses und relativ zu diesem um den gewünschten Drehwinkel verdreht, bevor er anschließend wieder fixiert wird.
Hierbei wir insbesondere das Lager zunächst entlastet, z.B. indem die Gewichtskraft beispielsweise über den Rotor und die bereits erwähnte Fixture abgefangen wird. Die Drehvorrichtung stütz sich allgemein an einem ersten Strukturbauteil ab, z.B. am Grundträger und greift form- und / oder kraftschlüssig am ortsfesten Lagerring an, um diesen zu drehen.
Für das Drehen des ortsfesten Lagerrings wird allgemein dessen Fixierung, typischerweise am Gehäuse aufgehoben, um so die Drehung zu ermöglichen.
Um das Drehen zu erleichtern, speziell das Drehen innerhalb des Gehäuses 5, ist weiterhin in bevorzugter Ausgestaltung eine Temperaturbehandlung, z.B. Kälteoder Wärmebehandlung der relevanten Bauteile vorgesehen. So kann z.B. eine Erwärmung des Gehäuses vorgesehen sein, so dass ein Verdrehen des Lagerrings vereinfacht ist.
Die erfindungsgemäße Maßnahmen, insbesondere das Drehen wird nachfolgend beispielhaft anhand der Figuren und anhand einer typischen bei Windkraftanlagen eingesetzten Drei-Punkt-Lagerung beschrieben. Die Figuren zeigen in vereinfachten Darstellungen:
FIG 1 eine ausschnittsweise, geschnittene Ansicht auf eine Hauptlagerungsanordnung einer Windkraftanlage,
FIG 2 eine ausschnittsweise perspektivische Darstellung einer Windkraftanlage im Bereich einer Nabe ohne Darstellung einer Umhausung (Gondel) für die Hauptlagerungsanordnung
FIG 3A, 3B Darstellungen eines doppelreihigen Hauptlagers im Schnitt und als Perspektive
FIG 4A, 4B Darstellungen nach Art von Explosionsdarstellungen eine Außenrings sowie eines Innenrings im Schnitt und als Perspektive
Bei der in den FIG 1 und FIG 2 dargestellten Windkraftanlage 4 ist eine als 3- Punk-Lager ausgebildete Hauptlagerungsanordnung 1 vorgesehen. Diese oft anzufindende Hauptlagerlösung nutzt ein zweireihiges Pendelrollenlager als rotorsei- tiges Festlager (Hauptlager 10) und eine erste Getriebestufenlagerung als getriebeseitiges Loslager. Das Hauptlager 10 weist ein Gehäuse 5 auf, welches an einer Tragstruktur, z.B. einen Grundrahmen 6 befestigt ist. Die gesamte Hauptlagerungsanordnung 1 ist dabei üblicherweise in einer hier nicht näher dargestellten Gondel angeordnet, die drehbar auf einem hier ebenfalls nicht näher dargestellten Turm angeordnet ist.
Das Hauptlager 10 weist einen durch das Gehäuse 5 festgelegten, ortsfesten Lagerung 7 auf, welcher ein Außenring des Pendelrollenlagers bildet. Weiterhin weist das Hauptlager 10 einen Innenring auf, welcher im Betrieb zusammen mit einer Rotorwelle 3 um eine Drehachse 13 rotiert und einen umlaufenden Lagerring 8 bildet.
Zwischen den beiden Lagerringen 7,8 sind Wälzkörper 9 angeordnet. Die Lagerringe 7,8, insbesondere der ortsfeste Lagerring 7 weisen zwei in axialer Richtung, also in Richtung der Drehachse 13 aufeinanderfolgende Ringe auf, die auch als axiale Lagerringsegmente bezeichnet werden. (In der oberen Bildhälfte der FIG 4 ist beispielhaft ein in zwei axiale Lagerringsegmente geteilter ortsfester Lagerring 15 dargestellt.) Zwischen einem jeweiligen inneren und äußeren Lagerringsegment ist jeweils eine Reihe von Wälzkörpern 9 angeordnet so dass zwei Lagerreihen 2, nämlich eine nabenseitige Lagerreihe und eine getriebeseitige Lagerreihe ausgebildet sind.
Die durch die Windlasten bedingten Lastzonen dieses ortsfesten Lagerrings 7 bzw. der ortsfesten axialen Lagerringsegmente sind bei der nabenseitigen Lagerreihe zwischen 9 bis 3 Uhr und auf der getriebeseitigen Lagerreihe zwischen 3 bis 9 Uhr spiegelbildlich ausgebildet.
Gemäß dem Stand der Technik stützt sich die Lebensdauertheorie und Tragzahlberechnung auf die Wechselschubspannungshypothese. Hierfür werden auf Grundlage der Hertz 'sehen Pressung und empirisch ermittelten Materialkennwerte zur Abschätzung zur Lebensdauer getroffen. Gemäß dieser Theorie ist in der Regel der Innenring das zuerst versagende Bauteil, da dieser wegen der größeren Krümmung in Rollrichtung in der Regel die höchste Beanspruchung/Pressung sieht.
Anwendungsspezifische Erfahrungen zeigen jedoch, dass diese Annahmen hier nur teilweise zutreffen und andere Effekte diese Hypothese überlagern. Kinematische und schmierungstechnische Besonderheiten bei der Hauptlagerung führen zu einer abweichenden Ausfallfolge der einzelnen Wälzlagerbauteile. Diese neue Erkenntnis ist der Ausgangspunkt für den vorliegenden neuen Instandhaltungsansatz. Erfahrungen zeigen, dass der ortsfeste Lagerring 7 auf der getriebeseitigen Lagerreihe entgehen der bisherigen Ermüdungstheorie der ursprünglichen Lagerauslegung zuerst ausfällt. Der um laufende Lagerring 8 weist zu diesem Zeitpunkt ebenfalls schon leichte Verschleißspuren auf. Ist jedoch noch voll funktionsfähig, gleiches gilt für die Wälzkörper 9 und einen Käfig, in dem die Wälzkörper 9 gehalten sind.
Somit ist es vorteilhaft, den Schaden am ortsfesten Lagerring 7 (Außenring) frühestmöglich mit einem Überwachungssystem (Condition Monitoring, z.B. Schwingungsüberwachung, Axialspielüberwachung) zu detektieren um größere Ausbrüche der Außenringlaufbahn zu vermeiden, welche wiederum den umlaufenden Lagerring 8 und die Wälzkörper 9 schädigen könnten.
Vielmehr haben die Erfahrungen gezeigt, dass der frühe Außenringschaden meist lokal auf den Bereich von 3 bis 9 Uhr begrenzt ist. Was wiederum bedeutet, dass die verbleibenden 180° des Außenringes noch fast neuwertig sind.
Die Erfindung macht sich nun diesen Zusammenhang zu Nutze und hat ein Verfahren entwickelt, diesen ortsfesten Lagerring 7 (Außenring) auf der Windkraftanlage bei montiertem Rotor um 180° um die Drehachse 13 zu drehen. Somit wird erreicht, dass der ungeschädigte Laufbahnbereich des ortsfesten Lagerringes 7 genutzt werden kann und somit die Gesamtgebrauchsdauer der Hauptlagerungsanordnung 1 verlängert wird, ohne das gesamte Hauptlager 10 tauschen zu müssen. Um diesen ortsfesten Lagerring 7 zu drehen (Variante 1 ) oder gegebenenfalls durch einen neuen Lagerring 7 zu ersetzen (Variante 2) wird der Lagerung 7 zunächst aus seiner ortsfesten Position entfernt. Bei der Variante 2 wird der alte Lagerung 7 durch neue Lagerringsegmente 14 (vgl. FIG 4) ersetzt, die den neuen Lagerring 7 bilden.
Hier liegt ein weiterer besonderer Aspekt, da hierzu in bevorzugter Ausgestaltung das ortsfeste Gehäuse 5 von der Gondelstruktur, also insbesondere vom Grundrahmen 6 getrennt wird, mit dem das Gehäuse 5 während des Betriebes fest verbunden ist. Das Gehäuse 5 wird räumlich und zeitlich begrenzt versetzt, trotz der noch anliegenden Rotor- und Windlasten auf die Rotorwelle 3.
Hierzu ist eine in den Figuren nicht näher dargestellt Fixture vorgesehen, welche den Rotor 11 , samt der Rotorwelle 3 und dem restlichen Hauptlager 10 während des Drehens des ortsfesten Lagerringes 7 fixiert. Unter Rotor 11 wird vorliegend die Einheit aus der sogenannte Rotornabe 18 mit den daran angeordneten Rotorblättern verstanden. Die Rotornabe 18 ist im Ausführungsbeispiel mit der Rotorwelle 3 drehfest verbunden, die auch als Teil des Rotors angesehen werden kann. Diese Fixture ist mit einen oder mehreren der Strukturbauteile ausgewählt aus Grundrahmen 6, Rotorwelle 3, Rotornabe 18 und/oder Getriebe verbunden und wird nach der Einstellung eines Lagerspiels bzw. Axialspiels der Hauptlageranordnung 1 und der erneuten Befestigung des Lagergehäuses 5 am Grundrahmen 6 wieder entfernt. Beispielsweise stützt sich die Fixture einerseits am Grundrahmen 6 und andererseits an der Rotornabe 18 oder der Rotorwelle 3 ab, um somit das Hauptlager 10 zumindest teilweise lastfrei zu stellen.
Eine weitere, alternative Ausführung der Instandsetzung stellt das Drehen des ortsfesten Lagerringes 7 direkt im Lagergehäuse 5 dar. Hierfür werden vorzugsweise lediglich Anbau- oder Umbauteile, wie z.B. Verkleidungs- oder Deckelelemente, Dichtungen etc., demontiert und die Rotorwelle 3 wird weiterhin beispielsweise mittels zumindest eines hydraulischen oder mechanischen Stützelements (teilweise) entlastet. Im Anschluss wird mit Hilfe einer Drehvorrichtung der ortsfeste Außenring 7 im Gehäuse 5 um die Drehachse 13 der Rotorwelle 13 gedreht. Die Drehvorrichtung wird allgemein bei allen Drehvarianten vorzugsweise am Gehäuse 5 und/oder den Grundrahmen 6 befestigt.
Für die Drehung des ortsfesten Lagerrings 7 bzw. zumindest eines ortsfesten axialen Lagerringsegments, innerhalb des Gehäuses, ohne dass dieses demontiert wird bei einer solchen Drei-Punkt-Lagerung beispielsweise wie folgt vorgegangen:
Zunächst wird die Rotorwelle 3 mittels Rotorlock gegen Rotation gesichert und mittels Hydraulikwerkzeugen wird das Rotorgewicht angehoben und somit die Hauptlageranordnung teilweise entlastet. Anschließend werden die Umbauteile am bestehenden Gehäuse 5 demontiert, um Zugang zu dem ortfesten Lagerring 7 (Außenring) zu erhalten. Nun wird die Drehvorrichtung am Gehäuse 5 und/oder am Grundrahmen 6 befestigt. Diese Drehvorrichtung greift in geeigneter Weise (kraft-, form-, Stoff-, oder reibschlüssig) an dem ortfesten Lagerring 7 an und dreht diesen relativ zum Gehäuse 5 um die Drehachse 13. Die Drehung kann in kleinen Teilstücken durch entsprechendes Nachsetzten der Drehvorrichtung erfolgen, als auch als vollständige Drehung um beispielsweise 180° erfolgen, insofern die Drehvorrichtung dies ermöglicht. Ist der ortsfeste Lagerring 7 in die gewünschte Position gedreht, wird die Drehvorrichtung demontiert und die Lagerung wird wieder belastet. Im Anschluss werden die Umbauteile wieder montiert und der Rotorlock entriegelt.
Bei der Variante des Austausches des ortsfesten Lagerrings wird beispielsweise wie folgt vorgegangen:
Ähnlich wie zuvor beschrieben wird das Lager zunächst entlastet (Sicherung über Rotorlock, Rotorgewicht anheben...). Anschließend wird das Gehäuse 5 demontiert, sofern erforderlich wird dieses hierbei (z.B. durch Trennschweißen oder sonstiges zerstörendes Trennverfahren) getrennt. Anschließend wird (lediglich) der ortsfeste Lagerring 7 entfernt, hierzu wird dieser in Segmente aufgeteilt, sofern erforderlich erfolgt auch hier ein Zerstören des Lagerrings 7 durch ein Trennen in die Segmente (Trennschweißen, Sprengen). Danach werden die Lagerringsegmente 14 (zumindest zwei) des neuen ortsfesten Lagerrings 7 montiert. Bei Bedarf wird die Lagerluft / das Lagerspiel eingestellt, beispielsweise durch die Anordnung von Abstandselementen (shim-Platten) zwischen den Lagerringsegmente 14. Danach wird das Gehäuse 5 (sofern erforderlich ein neues) wieder angebaut. Hierzu ist dieses typischerweise in zumindest zwei Gehäusesegmente unterteilt. Auch hier kann das Lagerspiel eingestellt werden. Danach erfolgt das Befestigen des Gehäuses 5 am Grundrahmen / Grundträger. Anschließend wird das Lager wieder belastet (Fixture wegnehmen, Rotorlock lösen) und kann wieder in Betrieb genommen werden.
Die zuvor beschriebenen beiden Varianten (Drehen / Austauschen) können insofern auch kombiniert werden, als das auch bei der ersten Variante des Drehens des ortsfesten Lagerrings das Gehäuse zunächst demontiert und nach dem Drehen wieder montiert oder durch ein neues ersetzt wird.
Die hier beschriebenen Verfahren eigenen sich grundsätzlich auch bei einem Momentenlager, welche eine spezielle Ausführung der Hauptlagerung bei Windkraftanlagen darstellt. Bei diesem Design werden die Lageringe 7,8 nur teils oder gar nicht in einem Gehäuse verbaut bzw. durch den bekannten Pressverband im Gehäuse 5 oder auf der Rotorwelle 3 gesichert. Die Lagerringe 7,8 werden vielmehr durch eine Flanschverbindung mittels Schrauben am Grundrahmen 6, Rotornabe 18 oder anderen stehenden und drehenden Strukturbauteilen befestigt. Mit Hilfe der Verschraubung und dem Reibschluß in der Flanschverbindung werden somit die ortsfeste Position zum Grundrahmen 6 oder zu der drehenden Rotornabe 18 sichergestellt. Das erfindungsgemäße Drehen oder Austauschen des ortfesten Lagerringes 7 ist hiermit genauso vorteilhaft wie bei der herkömmlichen Dreipunktlagerung.
Hierfür wird ebenfalls eine Fixture vorgesehen, die den drehenden Teil des Triebstranges (Rotor incl. , Welle und Generator) am stehenden Grundrahmen 6 fixiert. Im Anschluss wird die Flanschverbindung des ortfesten Lagerringes 7 gelöst und anschließend um die Drehachse 13 des Lagers in eine vorteilhafte verschleißarme Position gedreht. Nach der erneuten Befestigung der Flanschverbindung kann dann die Fixture wieder entfernt werden und der Rotor kann wieder drehen, bzw. die Windkraftanlage in Betrieb genommen werden. Gegebenenfalls sind ebenso Umbauteile vorab zu demontieren, um Zugang zu der Flanschverbindung zu erhalten. Momentenlager werden sehr oft bei direkt getrieben Windkraftanlagen eingesetzt. Unter einer direkt getrieben Windkraftanlage wir im Allgemeinen eine Anlage ohne Getriebe verstanden, wo der Generator mit der Drehzahl des Rotors dreht. Bei dieser Ausführung kann vorzugsweise der Generator zur zwischenzeitlichen Fixierung und Verdrehsicherung genutzt werden. Hiermit kann somit die Fixture ganz oder teilweise ersetzt werden und die Generatorstruktur wird gemäß einer bevorzugten Ausgestaltung für das Drehen oder den Austausch des ortfesten Lagerringes 7 genutzt.
Sofern vorliegend von Rotor gesprochen wird, so wird hierunter der rotierende Teil einer Windkraftanlage verstanden, der insbesondere die Rotornabe 18 mit den daran befestigten Rotorblättern umfasst. Typischerweise zählt zum Rotor auch die Rotorwelle 3, die durch die Hauptlagerungsanordnung 1 gelagert ist. Die Rotorwelle 3 ist typischerweise durch das Hauptlager 10 hindurchgeführt und erstreckt sich von der Nabe bis zu einem Getriebe bzw. bis zum Generator bei direkt getrieben Windkraftanlagen
Sofern vorliegend von Hauptlagerungsanordnung gesprochen wird, so wird hierunter allgemein die Lagerung der Rotorwelle 3 einer Windkraftanlage verstanden, an deren vorderen Ende die Rotornabe 18 mit den Rotorblättern befestigt ist.
Unter Fixture wird allgemein eine Haltevorrichtung verstanden, welche temporär an einem Strukturbauteil, wie beispielsweise dem Grundrahmen 6 oder einem sonstigen Grund- oder Maschinenträger befestigt wird und die insbesondere zum temporären Abstützen und Halten der Rotorwelle 3 während der Durchführung der hier beschriebenen Maßnahme dient.
Nachfolgend werden einige Verfahrensabläufe mit den einzelnen Verfahrensschritten beispielhaft für das Drehen oder Austauschen des ortsfesten aufgezeigt: Beispiel 1 :
1.1 Fixierung der Rotorwelle 3 mittels Fixture an Rotornabe 3 und Grundrahmen 6
1.2 Demontage des Gehäuses 5 und axiales Verschieben des Gehäuses 5
1.3 Drehen des ortsfesten Lagerrings 7 um Drehachse 13
1.4 Montage des Gehäuses 5 auf dem gedrehten, ortsfesten Lagerring 7
1.5 Demontage der Fixture
1.6 Weiterbetrieb der Windkraftanlage (Rotieren des Rotors)
Beispiel 2
2.1 Fixierung der Rotorwelle 3 mittels Fixture an Rotornabe 3 und Grundrahmen 6
2.2 Demontage des Gehäuses 5 und axiales Verschieben des Gehäuses 5
2.3 Entfernen des gebrauchten ortsfesten Lagerrings 7
2.4 Montage der neuen Lagerringsegmente 14 des ortsfesten Lagerrings 7
2.5 Montage des Gehäuses 5 auf dem segmentierten ortsfesten Lagerring 7
2.6 Demontage der Fixture
2.7 Weiterbetrieb der Windkraftanlage (Rotieren des Rotors)
Beispiel 3
3.1 Fixierung der Rotorwelle 3 mittels Fixture an Rotornabe 3 und Grundrahmen 6
3.2 Entfernung des Gehäuses 5
3.3 Drehen des ortsfesten Lagerrings 7 um Drehachse 13 oder Einbau von neuen Lagerringsegmenten 14
3.4 Montage von neuen Gehäusesegmenten
3.5 Demontage der Fixture
3.6 Weiterbetrieb der Windkraftanlage (Rotieren des Rotors)
Beispiel 4
4.1 Fixierung der Rotorwelle 3 mittels Fixture an Rotornabe 3 und Grundrahmen 6
4.2 Demontage des Gehäuses 5 und axiales Verschieben des Gehäuses 5 4.3 Entfernen des gebrauchten ortsfesten Lagerrings 7
4.4 Montage der neuen Lagerringsegmente 14 des ortsfesten Lagerrings 7
4.5 Einstellung der Lagerluft
4.6 Montage des Gehäuses 5 auf dem segmentierten ortsfesten Lagerring 7
4.7 Demontage der Fixture
4.8 Weiterbetrieb der Windkraftanlage (Rotieren des Rotors)
Beispiel 5
5.1 Fixierung der Rotorwelle 3 mittels Fixture an Rotornabe 3 und Grundrahmen 6
5.2 Entfernung des Gehäuses 5
5.3 Drehen des ortsfesten Lagerrings 7 um Drehachse 13 oder Einbau von neuen Lagerringsegmenten 14
5.4 Montage von neuen Gehäusesegmenten
5.5 Einstellung der Lagerluft
5.6 Demontage der Fixture
5.7 Weiterbetrieb der Windkraftanlage (Rotieren des Rotors)
Beispiel 6
6.1 Setzen eines Rotorlocks der Windkraftanlage und Entlastung des Rotorgewichts
6.2 Demontage von Anbauteilen des Gehäuses 5
6.3 Drehen des ortsfesten Lagerrings 7 um Drehachse 13 im Gehäuse mit Hilfe einer Drehvorrichtung
6.4 Montage der Anbauteile des Gehäuses 5
6.5 Belastung mit Rotorgewicht, Entfernen des Rotorlocks
6.6 Weiterbetrieb der Windkraftanlage (Rotieren des Rotors)
Durch das Setzen des Rotorlocks im Schritt 6.1 wird eine Drehung des Rotors verhindert. Dies ist bei allen zuvor beschriebenen Beispielen grundsätzlich möglich.
Ein Startsignal zur Durchführung der Maßnahmen wird vorzugsweise durch ein Condition Monitoring-System, speziell eine Schwingungsüberwachung gegeben. Bezugszeichenliste
1 Hauptlagerungsanordnung
2 Lagerreihen
3 Rotorwelle
4 Windkraftanlage
5 Gehäuse
6 Grundrahmen
7 ortsfester Lagerring
8 um laufender Lagerring
9 Wälzkörpern
10 Hauptlager
11 Rotor
12
13 Drehachse
14 Lagerringsegmente
15 geteilter ortsfester Lagerring
16
17
18 Rotornabe

Claims

Ansprüche Verfahren zur Gebrauchsdauerverlängerung einer Hauptlagerungsanordnung (1 ) einer Windkraftanlage (4), mit wenigsten einem Hauptlager (10) mit einer Drehachse (13) mit zumindest einer Lagerreihe (2), in dem eine Rotorwelle (3) der Windkraftanlage (4) gelagert ist, wobei die Hauptlagerungsanordnung (1 ) mindesten einen ortsfesten Lagerring (7), einen umlaufenden Lagerring (8) sowie Wälzkörper (9) aufweist, dadurch gekennzeichnet, dass der ortsfeste Lagerring (7) um die Drehachse (13) der Hauptlagerungsanordnung (1 ) gedreht wird. Verfahren zur Gebrauchsdauerverlängerung einer Hauptlagerungsanordnung (1 ) einer Windkraftanlage (4), mit wenigsten einem Hauptlager (10) mit einer Drehachse (13) mit zumindest einer Lagerreihe (2), in dem eine Rotorwelle (3) der Windkraftanlage (4) gelagert ist und mit einem feststehenden Gehäuse (5), das an einem Grundrahmen (6) der Windkraftanlage (4) befestigt ist, wobei die Hauptlagerungsanordnung (1 ) mindesten einen ortsfesten Lagerring (7), einen um laufenden Lagerring (8) sowie Wälzkörper (9) aufweist, dadurch gekennzeichnet, dass ein neuer ortsfester Lagerring (7) bevorzugt mit mindesten zwei Lagerringsegmenten (14) anstatt des bisherigen geschädigten Außenringes (7) verbaut wird. Verfahren nach Anspruch 1 , bei dem der ortsfeste Lagerring (7) um zumindest 45°, weiter bevorzugt um zumindest 90° und bevorzugt in einem Winkelbereich von 160° bis 200°, speziell um 180° gedreht wird. Verfahren nach Anspruch 2, bei dem der
- um laufende Lagerring (8) und / oder
- ein Käfig und/ oder
- alle oder ein Teil der Wälzlager (9) nicht ersetzt werden. Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche, bei dem die Rotorwelle (3) durch eine Fixture während des Drehens oder des Austausches gehalten und insbesondere zumindest teilweise lastfrei gestellt wird, wobei die Fixture insbesondere an einem Strukturbauteil, wie Grundrahmen (6) und/oder Rotornabe (18) befestigt ist. Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche, bei dem bei einem mehrreihigen Lager mit mehreren sich in Richtung der Drehachse (13) aneinander anschließenden axialen Lagerringen (7) nur ein Teil dieser axialen Lagerringe (7) gedreht oder getauscht wird. Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche, wobei das bestehende Gehäuse (5) durch ein mindestens aus zwei Gehäusesegmenten bestehendes Split-Gehäuse ersetzt wird. Verfahren gemäß einem der vorhergehenden Ansprüche, wobei die Einbausituation des ortsfesten Lagerring (7) und des um laufenden Lagerrings (8) so gestaltet ist, dass der umlaufende Lagerring (8) ein Außenring ist und die Rotorwelle (3) im Betrieb nicht rotiert. Verfahren gemäß einem der vorhergehenden Ansprüchen, dadurch gekennzeichnet, dass ein Condition Monitoring, z.B. eine Schwingungsüberwachung der Hauptlagerungsanordnung (1 ) vorgesehen ist, wobei in Abhängigkeit der Ergebnisse des Condition Monitorings der Zeitpunkt der Durchführung der Maßnahmen zur Gebrauchsdauerverlängerung festgelegt wird. Verfahren gemäß einem der vorhergehenden Ansprüchen und nach Anspruch 2, dadurch gekennzeichnet, dass die Lagerringsegmente (14) so ausgeprägt sind, dass sich ein gewünschtes Lagerspiel einstellen lässt. Verfahren gemäß einem der vorhergehenden Ansprüchen und nach Anspruch 7, dadurch gekennzeichnet, dass die Gehäusesegmente so ausgeprägt sind, dass sich ein Lagerspiel einstellen lässt.
12. Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüchen wobei der ortsfeste Außenring (7) im Gehäuse (5) gedreht wird. 13. Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche, bei dem zum Drehen des ortsfesten Lagerrings eine Drehvorrichtung vorgesehen ist.
14. Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche, bei dem zum Drehen des ortsfesten Lagerrings eine Erwärmung von Bauteilen vorgenommen wird.
15. Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche, bei dem es sich bei der Hauptlagerungsanordnung (1 ) um ein Drei-Punkt-Lager oder um eine Momententenlager handelt.
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