WO2013060420A2 - Verfahren zur bestimmung einer mechanischen beschädigung eines rotorblatts einer windenergieanlage - Google Patents

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WO2013060420A2
WO2013060420A2 PCT/EP2012/004234 EP2012004234W WO2013060420A2 WO 2013060420 A2 WO2013060420 A2 WO 2013060420A2 EP 2012004234 W EP2012004234 W EP 2012004234W WO 2013060420 A2 WO2013060420 A2 WO 2013060420A2
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signal energy
rotor blade
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mechanical damage
rotor
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PCT/EP2012/004234
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Daniel Brenner
Dirk SCHOLLBACH
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Robert Bosch Gmbh
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    • G01N2291/0289—Internal structure, e.g. defects, grain size, texture

Definitions

  • the present invention relates to a method for determining a mechanical damage of a rotor blade of a wind turbine, a computing unit for its implementation and a correspondingly configured monitoring device.
  • WTG wind turbines
  • condition-oriented maintenance is frequently provided in wind turbines, which takes place, for example, on the basis of vibration-based status monitoring (condition monitoring, CM) of rotor blades in corresponding condition monitoring systems or systems (Condition Monitoring Systems, CMS).
  • condition monitoring condition monitoring
  • CMS Condition Monitoring Systems
  • WO 2007/131489 discloses an evaluation of corresponding sensor signals over time and a classification of damage events into damage classes.
  • the invention proposes a method for determining a mechanical damage of a rotor blade of a wind energy plant, a computing unit for carrying out the method, and a corresponding monitoring device having the features of the independent patent claims.
  • Preferred embodiments are subject of the dependent claims and the following description.
  • the present invention is based on the surprising finding that an evaluation of rotor blade spectra, ie frequency spectra, which are derived from sensor signals of rotor blade Sensors were generated in a predetermined frequency range (eg. Above 100 or 200 Hz) allows early diagnosis of impending damage in rotor blades. Such a diagnosis is not possible by means of a conventional evaluation of rotor blade sensors.
  • This particularly relates to mechanical damage that affects the design of the rotor blade, such as cracks or lightning damage, in which parts of a, usually laminated or glued, rotor blade damaged and / or partially detached. Obviously, such damage causes high-frequency oscillations which, however, are advantageously not detected in the form of individual frequencies but, in particular in the form of an averaged signal energy, have diagnostic value over a defined frequency range.
  • such damage in particular lightning damage, in rotor blade spectra above 100 Hz or 150 Hz, in particular above 200 Hz, for example in a range of 100 to 500 Hz or 150 to 500 Hz or 1000 Hz, deviates from the spectra undamaged rotor blades. It is preferably frequencies from the lower low frequency range, i. from about 20 Hz to about 5 kHz.
  • the invention proposes to determine and evaluate, for a rotor blade, preferably for each rotor blade, a signal energy measure over a certain frequency range, such as the previously described frequency range of 150 to 500 Hz. From the time course can be closed for damage. For example, the differences for the individual rotor blades with one another or a difference to a reference value can be determined for the evaluation. A comparative consideration of the individual rotor blades is therefore advisable, because in this way factors acting simultaneously on all rotor blades, such as, for example, high-frequency superimpositions due to drive train influences and / or wind-induced frequencies, can be ruled out.
  • the observation according to the invention takes place intermittently or (quasi) continuously over a certain observation time.
  • the evaluation of the signal energy measure can take place over a corresponding period of time, with it being possible in particular to integrate, average or specify in the form of a moving average certain time periods.
  • the signal energy itself is determined as a signal energy measure over the specific frequency range, in particular by integration of the signal intensity over the frequency.
  • a difference between the signal energy and a signal energy average over several or all rotor blades or a reference value can be formed as a signal energy measure.
  • the representation of the difference of the signal energy of the individual rotor blade spectra to a common mean value of all three blades or to a reference value indicates damage in the temporal trend progression early on.
  • spectra of individual rotor blades can also be normalized with regard to the influences of different operating parameters, whereby the course of the standardized mean signal energy of a single rotor blade is sufficient for the evaluation.
  • a particular advantage of the invention is that the course of the signal energy measure, for example the signal energy over the mentioned frequency range or a difference, shows a correlation with a damage intensity. This makes it possible to derive a damage intensity from the course of the signal energy measure, so that the course of a damage can be detected and, for example when a defined threshold value is exceeded, measures can be initiated.
  • the present invention thus allows earlier and more reliable damage detection on rotor blades of a wind turbine.
  • the invention makes it possible to detect design damage early on, such as cracks, hairline cracks and lightning damage, before they can be detected in the advanced state using conventional methods.
  • capacitive acceleration sensors as vibration sensors in the context of the present invention.
  • a determination of a lower limit frequency of 0 Hz is possible, whereby, in addition, e.g. monitor slowly rotating components safely and reliably.
  • Corresponding sensors therefore enable better monitoring than with conventionally installed piezo acceleration sensors, in which only a frequency range between approximately 0.1 Hz and 500 Hz can be evaluated.
  • blade monitoring devices can be used for rotor blade monitoring, which have, for example, two-axis acceleration sensors in each rotor blade, which are positioned at a distance of about one third of the blade length to the blade root. In working position, a corresponding sensor measures the acceleration tangential to the rotor rotation and the acceleration in the direction of the rotor axis (tangential and axial acceleration).
  • the evaluation of corresponding frequencies in the context of the present invention takes place in the form of frequency spectra which are generated, for example, from acceleration time data of corresponding sensors by means of Fourier transformation.
  • the frequency spectrums can also be generated differently, e.g. by means of discrete
  • Cosine transform wavelet transform or ARMA (AutoRegressive-Moving Average) spectral estimator.
  • the advantages explained above relate in the same way to the method according to the invention, the monitoring device according to the invention and the corresponding arithmetic unit, which, in particular in terms of programming, is designed to carry out a method according to the invention.
  • the implementation of the invention in the form of software is advantageous because this allows very low costs, especially if an executing processor is still used for other tasks, such as the control of a wind turbine or CMS, and therefore already exists.
  • Suitable data carriers for the provision of the computer program are, in particular, floppy disks, hard disks, flash memories, EEPROMs, CD-ROMs, DVDs, and the like. It is also possible to download a program via computer networks (Internet, intranet, etc.). Further advantages and embodiments of the invention will become apparent from the description and the accompanying drawings.
  • FIG. 1 shows a wind energy plant which can be monitored by means of a method according to an embodiment of the invention.
  • FIG. 2 shows a time characteristic of a frequency signal energy in a first rotor blade direction obtained according to a particularly preferred embodiment of the invention.
  • FIG. 3 shows a time characteristic of a frequency signal energy in a second rotor blade direction obtained according to a particularly preferred embodiment of the invention.
  • 1 shows a longitudinal sectional view of a part of a wind turbine, which can be monitored by means of a method according to a particularly preferred embodiment of the invention.
  • the wind turbine is designated at 100, her drive train with 10.
  • the drive train 10 shown is composed essentially of a main shaft 1, on which a rotor 20 is mounted, a gearbox 2 and a generator shaft 3 together.
  • the transmission 24 may be a three-stage transmission commonly used in wind turbines.
  • the main shaft 1 is non-positively connected to the rotor 20, for example a rotary vane rotor.
  • the generator shaft 3 may be connected via a coupling 30 to a generator 40.
  • the main shaft 1, the transmission 2, the generator shaft 3 and the generator 40 are supported by appropriate means, enclosed in a housing 50 and mounted on a tower 60.
  • On the rotor 20, two partially illustrated rotor blades 21 are shown.
  • rotors commonly used in wind turbines have three blades 21.
  • the invention can also be used in gearless wind turbines.
  • the blades 21 of the rotor 20 have acceleration sensors 71, which are arranged, for example, at a distance of one third of the blade length to a rotor hub or axle 25.
  • the acceleration sensors 71 are connected as part of an evaluation system 70 with lines 72 to an evaluation device 73, which evaluates signals of the acceleration sensors 71 and for this purpose can have a computing unit, not shown.
  • the acceleration sensors 71 may each have two one-dimensional acceleration sensors with deviating acceleration direction, by means of which an acceleration in the pivoting direction of the blade and thus tangential to the rotor and in impact direction of the blade, so could be detected axially to the rotor.
  • FIGS. 2 and 3 each show three signal energy quantities, each of which is assigned to a rotor blade of a wind turbine with three rotor blades. For each rotor blade, a signal energy averaged over the same frequency range is determined. Furthermore, an average value of these three signal energies is determined. In the present example, a difference between the signal energy averaged over the frequency range for this particular rotor blade and the mean value is used as the signal energy measure for a specific rotor blade. A frequency range of 150 to 350 Hz was used. The Signal energy quantities are plotted as trend traces A, B, C over time on the abscissa.
  • the abscissa indicates the so-called BAID (a measuring cycle identification).
  • BAID a measuring cycle identification
  • a measurement e.g. stored on a data backup server, so that the BAID 7000 corresponds to approx. 10 months measurement time.
  • the trend development is recorded over time.
  • the signal energy measure used here i.
  • the difference between the signal energy and the mean value over the relevant frequency range shows a deviation and damage more clearly and more quickly than the representation of the absolute value of the signal energy.
  • Figure 2 shows a obtained according to a particularly preferred embodiment of the invention, time course in the swing direction.
  • the signal energy measure A has a clearly higher amplitude both in the direction of swing and in the direction of impact starting at approximately BAID 6000 than in the period before damage (for example BAID 5000).
  • the signal energy measure A is also increased in comparison to the other two gradients B and C, ie the other leaves.
  • the signal energy measure A steadily increases for the rotor blade A in both measuring directions from about six weeks before the illustrated end of the measuring period.
  • a rotor blade inspection revealed lightning strike damage with the blade tip torn open. There were also small transverse cracks near the lightning strike. It is to be assumed that the torn-off leaf tip generates shock pulses during the circulation by the impacting parts.

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Abstract

Die Erfindung betrifft ein Verfahren zum Erkennen einer mechanischen Beschädigung eines Rotorblatts einer Windenergieanlage, wobei Schwingungen des Rotorblatts erfasst werden und ein frequenzabhängiges Schwingungssignal erzeugt wird, wobei zu einer Anzahl von Messzeitpunkten jeweils ein Signalenergiemaß über einen vorbestimmten Frequenzbereich des Schwingungssignals ermittelt wird und die jeweils bestimmten Signalenergiemaße zeitlich ausgewertet werden, um eine mechanische Beschädigung zu erkennen.

Description

Verfahren zur Bestimmung einer mechanischen Beschädigung eines Rotorblatts einer
Windenergieanlage
Beschreibung
Die vorliegende Erfindung betrifft ein Verfahren zur Bestimmung einer mechanischen Beschädigung eines Rotorblatts einer Windenergieanlage, eine Recheneinheit zu dessen Durchführung und eine entsprechend eingerichtete Überwachungseinrichtung.
Stand der Technik
Ein möglichst unterbrechungsfreier Betrieb von Windenergieanlagen (WEA) ist eine wesentliche Voraussetzung für ihre Wirtschaftlichkeit. Insbesondere ungeplante Betriebsunterbre- chungen aufgrund von Schäden am Triebstrang oder insbesondere an den Rotorblättern generieren beträchtliche Reparaturkosten und führen häufig zu Versicherungsfällen.
Zur Vermeidung derartiger Nachteile ist bei WEA häufig eine sogenannte zustandsorientierte Instandhaltung vorgesehen, die beispielsweise auf Basis einer schwingungsbasierten Zu- Standsüberwachung (Condition Monitoring, CM) von Rotorblättern in entsprechenden Zu- standsüberwachungseinrichtungen bzw. -Systemen (Condition Monitoring Systems, CMS) erfolgt. Durch derartige Maßnahmen lassen sich z.B. bestimmte Schäden in Rotorblättern frühzeitig erkennen. CMS sind häufig zur Ferndiagnose eingerichtet, wobei die
Zustandmeldungen in zertifizierten Diagnosezentren, häufig durch speziell geschultes Per- sonal, ausgewertet werden. Durch den Einsatz von CMS lassen sich Fehler frühzeitig erkennen, ungeplante Stillstände vermeiden und Kosten für Reserveteilbevorratung, Instandsetzung und Produktionsausfälle verringern. Insgesamt erhöht sich damit die Verfügbarkeit und Produktionsstabilität. Aus der DE 100 65 314 B4 und der WO 2006/012827 A1 sind zur Überwachung des ZuStands von Rotorblättern Verfahren und Vorrichtungen bekannt, bei denen mittels eines oder mehrerer an den Rotorblättern angeordneter Bewegungssensoren ein Körperschall gemessen, aus entsprechenden Signalen in einer Auswerteeinheit mittels geeigneter Verfahren ein Frequenzspektrum ermittelt, das Frequenzspektrum mit der in der Auswerteeinheit hinterleg- ten, definierten Schadens- und Sonderzuständen entsprechenden Referenzspektren verglichen und hieraus der Zustand der Rotorblätter ermittelt wird. Hierdurch sollen sich unter anderem entstehende örtliche innere und äußere Schädigungen und Schädigungen verursachende Sonderzustände der Rotorblätter, beispielsweise außerordentliche Belastungssituationen, frühzeitig erkennen und bewerten lassen um vorzugsweise automatisiert Einfluss auf den Betrieb der Anlage nehmen zu können. Die WO 2007/131489 offenbart eine Auswertung entsprechender Sensorsignale über die Zeit und eine Einteilung von Schadensereignissen in Schadensklassen.
Diese Verfahren erweisen sich jedoch als unzureichend, insbesondere zur frühzeitigen Er- kennung von Blitzschäden. Daher besteht der Bedarf nach einer zuverlässigeren Vorhersage und/oder Erkennung entsprechender Schäden.
Offenbarung der Erfindung Vor diesem Hintergrund schlägt die Erfindung ein Verfahren zur Bestimmung einer mechanischen Beschädigung eines Rotorblatts einer Windenergieanlage, eine Recheneinheit zur Durchführung des Verfahrens sowie eine entsprechende Überwachungseinrichtung mit den Merkmalen der unabhängigen Patentansprüche vor. Bevorzugte Ausgestaltungen sind Gegenstand der Unteransprüche sowie der nachfolgenden Beschreibung.
Vorteile der Erfindung
Der vorliegenden Erfindung liegt die überraschende Erkenntnis zugrunde, dass eine Auswertung von Rotorblattspektren, also Frequenzspektren, die aus Sensorsignalen von Rotorblatt- Sensoren generiert wurden, in einem vorbestimmten Frequenzbereich (bspw. oberhalb 100 oder 200 Hz) eine frühzeitige Diagnose von sich anbahnenden Schäden in Rotorblättern zulässt. Eine derartige Diagnose ist mittels eine herkömmlichen Auswertung von Rotorblattsensoren nicht möglich. Dies betrifft insbesondere mechanische Beschädigungen, die die Konstruktion des Rotorblattes beeinflussen, wie z.B. Risse oder Blitzschäden, bei denen Teile eines, üblicherweise laminierten oder geklebten, Rotorblatts beschädigt und/oder teilweise abgelöst werden. Derartige Schäden verursachen offensichtlich hochfrequente Schwingungen, die vorteilhafterweise jedoch nicht in Form von Einzelfrequenzen detektiert werden, sondern insbesondere in Form einer gemittelten Signalenergie über einen definier- ten Frequenzbereich diagnostischen Wert aufweisen.
Mit anderen Worten zeigen derartige Schäden, insbesondere Blitzschäden, in Rotorblattspektren oberhalb von 100 Hz oder 150 Hz, insbesondere oberhalb von 200 Hz, beispielsweise in einem Bereich von 100 bis 500 Hz oder 150 bis 500 Hz oder 1000 Hz, Abweichun- gen zu den Spektren ungeschädigter Rotorblätter. Es handelt vorzugsweise sich um Frequenzen aus dem unteren Niederfrequenzbereich, d.h. von ca. 20 Hz bis ca. 5 kHz.
Hierdurch sind bestimmte Schäden, insbesondere Konstruktionsschädigungen, frühzeitig erkennbar, wodurch eine frühzeitige und insbesondere planbare Behebung der Schäden möglich wird. Dies ermöglicht eine signifikante Kostenersparnis für den Betreiber einer entsprechenden Windenergieanlage und erhöht deren Anlagensicherheit und -Verfügbarkeit. Eine derartige zeitigere und sicherere Schadensdetektion ermöglicht Aussagen über den Verlauf zunächst kleinerer, beginnender bzw. sich anbahnender Schädigungen und damit über die Dringlichkeit einer Reparatur.
Die Erfindung schlägt vor, für ein Rotorblatt, vorzugsweise für jedes Rotorblatt, ein Signalenergiemaß über einen bestimmten Frequenzbereich, wie beispielsweise dem zuvor erläuterten Frequenzbereich von 150 bis 500 Hz, zu bestimmen und zeitlich auszuwerten. Aus dem zeitlichen Verlauf kann auf Schäden geschlossen werden. Beispielsweise können für die Auswertung die Differenzen für die einzelnen Rotorblätter untereinander oder eine Differenz zu einem Referenzwert, ermittelt werden. Eine vergleichende Betrachtung der einzelnen Rotorblätter bietet sich deshalb an, weil sich hierdurch auf sämtliche Rotorblätter gleichzeitig einwirkende Faktoren, wie beispielsweise hochfrequente Überlagerungen durch Triebstrangeinflüsse und/oder windinduzierte Frequenzen, ausschließen lassen. Die erfindungsgemäße Betrachtung erfolgt über eine bestimmte Beobachtungszeit intermittierend oder (quasi)kontinuierlich. Die Auswertung des Signalenergiemaßes kann über einen entsprechenden Zeitraum erfolgen, wobei insbesondere bestimmte Zeitabschnitte integriert, gemittelt oder in Form eines gleitenden Durchschnitts angegeben werden können.
Vorzugsweise wird als Signalenergiemaß über den bestimmten Frequenzbereich die Signalenergie selbst bestimmt, insbesondere durch Integration der Signalintensität über die Frequenz. Weiter vorzugsweise kann als Signalenergiemaß eine Differenz zwischen der Signal- energie und einem Signalenergie-Mittelwert über mehrere oder alle Rotorblätter oder einem Referenzwert gebildet werden. Die Darstellung der Differenz der Signalenergie der einzelnen Rotorblattspektren zu einem gemeinsamen Mittelwert aller drei Blätter oder zu einem Referenzwert zeigt im zeitlichen Trendverlauf eine Schädigung frühzeitig an.
Alternativ oder zusätzlich zu einer vergleichenden Betrachtung von Rotorblättern können auch Spektren einzelner Rotorblätter hinsichtlich der Einflüsse unterschiedlicher Betriebsparameter normiert werden, wodurch der Verlauf der normierten mittleren Signalenergie eines einzelnen Rotorblatts zur Bewertung ausreicht. Dies bedeutet, dass für eine erfindungsgemäße Auswertung nicht notwendigerweise ein Vergleich sämtlicher Rotorblätter erfolgen muss. Dies kann wünschenswert sein, weil ein schädigendes Ereignis nicht nur an einem Rotorblatt, sondern beispielsweise an zwei von drei Rotorblättern eintreten kann. Liegt beispielsweise ein Blitzschaden an zwei Rotorblättern vor, könnte dies dazu führen, dass sich diese zwei Rotorblätter in ihrem spektralen Verhalten als ähnlich erweisen, d.h. in dem erwähnten Frequenzbereich Abweichungen zeigen. Diese Abweichungen würden, wenn sie im Vergleich zum dritten, unbeschädigten Rotorblatt betrachtet werden, hinsichtlich dieses dritten, unbeschädigten Rotorblatts ggf. zu irreführenden Aussagen führen.
Ein besonderer Vorteil der Erfindung liegt darin, dass der Verlauf des Signalenergiemaßes, bspw. der Signalenergie über den erwähnten Frequenzbereich oder einer Differenz, eine Korrelation mit einer Schadensintensität zeigt. Dies ermöglicht es, eine Schadensintensität aus dem Verlauf des Signalenergiemaßes abzuleiten, so dass der Verlauf einer Schädigung detektiert werden kann und, z.B. bei Überschreiten eines definierten Schwellwerts, Maßnahmen eingeleitet werden können. Insgesamt ermöglicht die vorliegende Erfindung damit eine frühzeitigere und zuverlässigere Schadensdetektion an Rotorblättern einer Windenergieanlage. Die Erfindung ermöglicht insbesondere, wie erwähnt, eine frühzeitige Erkennung von Konstruktionsschäden, wie Rissen, Haarrissen und Blitzschäden, ehe diese mit herkömmlichen Verfahren im fortgeschrit- tenen Stadium detektiert werden können.
Besonders vorteilhaft ist es, im Rahmen der vorliegenden Erfindung als Schwingungssensoren kapazitive Beschleunigungssensoren zu verwenden. Mit derartigen kapazitiven Sensoren ist eine Bestimmung einer unteren Grenzfrequenz von 0 Hz möglich, wodurch sich zu- sätzlich auch z.B. langsam drehende Komponenten sicher und zuverlässig überwachen lassen. Bei derartigen Sensoren bietet es sich an, im Sinne einer verbesserten Überwachung schnell drehender Komponenten den Frequenzbereich nach oben zu erweitern. Entsprechende Sensoren ermöglichen daher eine verbesserte Überwachung als mit üblicherweise verbauten Piezo-Beschleunigungssensoren, bei welchen nur ein Frequenzbereich zwischen ca. 0,1 Hz und 500 Hz auswertbar ist.
Vorteilhafterweise können zur Rotorblattüberwachung kommerziell erhältliche Blattüberwachungseinrichtungen verwendet werden, die beispielsweise zweiachsige Beschleunigungssensoren in jedem Rotorblatt aufweisen, die im Abstand von ca. einem Drittel der Blattlänge zur Blattwurzel positioniert sind. In Arbeitsstellung misst ein entsprechender Sensor die Beschleunigung tangential zur Rotordrehung sowie die Beschleunigung in Richtung der Rotorachse (Tangential- und Axialbeschleunigung).
Vorteilhafterweise erfolgt die Auswertung entsprechender Frequenzen im Rahmen der vor- liegenden Erfindung in Form von Frequenzspektren, die beispielsweise aus Beschleunigungszeitdaten entsprechender Sensoren mittels Fouriertransformation erzeugt werden. Die Frequenzspektren können auch anders erzeugt werden, z.B. mittels diskreter
Kosinustransformation, Wavelet-Transformation oder ARMA-(AutoRegressive-Moving Average) Spektralschätzer.
Die zuvor erläuterten Vorteile betreffen in gleicher Weise das erfindungsgemäße Verfahren, die erfindungsgemäße Überwachungseinrichtung und die entsprechende Recheneinheit, die, insbesondere programmtechnisch, dazu eingerichtet ist, ein erfindungsgemäßes Verfahren durchzuführen. Auch die Implementierung der Erfindung in Form von Software ist vorteilhaft, da dies besonders geringe Kosten ermöglicht, insbesondere wenn eine ausführende Recheneinheit noch für weitere Aufgaben, wie z.B. die Ansteuerung einer Windenergieanlage oder als CMS, genutzt wird und daher ohnehin vorhanden ist. Geeignete Datenträger zur Bereitstellung des Computerprogramms sind insbesondere Disketten, Festplatten, Flash-Speicher, EEPROMs, CD-ROMs, DVDs u.a.m. Auch ein Download eines Programms über Computernetze (Internet, Intranet usw.) ist möglich. Weitere Vorteile und Ausgestaltungen der Erfindung ergeben sich aus der Beschreibung und der beiliegenden Zeichnung.
Es versteht sich, dass die vorstehend genannten und die nachfolgend noch zu erläuternden Merkmale nicht nur in der jeweils angegebenen Kombination, sondern auch in anderen Kombinationen oder in Alleinstellung verwendbar sind, ohne den Rahmen der vorliegenden Erfindung zu verlassen.
Die Erfindung ist anhand eines Ausführungsbeispiels in der Zeichnung schematisch dargestellt und wird im Folgenden unter Bezugnahme auf die Zeichnung ausführlich beschrieben.
Figurenbeschreibung
Figur 1 zeigt eine Windenergieanlage, die mittels eines Verfahrens entsprechend einer Ausführungsform der Erfindung überwacht werden kann.
Figur 2 zeigt einen gemäß einer besonders bevorzugten Ausführungsform der Erfindung erhaltenen zeitlichen Verlauf einer Frequenzsignalenergie in einer ersten Rotorblattrichtung. Figur 3 zeigt einen gemäß einer besonders bevorzugten Ausführungsform der Erfindung erhaltenen zeitlichen Verlauf einer Frequenzsignalenergie in einer zweiten Rotorblattrichtung. In Figur 1 ist eine Längsschnittansicht eines Teils einer Windenergieanlage dargestellt, die mittels eines Verfahrens gemäß einer besonders bevorzugen Ausführungsform der Erfindung überwacht werden kann. Die Windenergieanlage ist insgesamt mit 100, ihr Antriebsstrang mit 10 bezeichnet.
Der gezeigte Antriebsstrang 10 setzt sich im Wesentlichen aus einer Hauptwelle 1 , an der ein Rotor 20 angebracht ist, einem Getriebe 2 sowie einer Generatorwelle 3 zusammen. Bei dem Getriebe 24 kann es sich beispielsweise um ein üblicherweise in Windenergieanlagen verwendetes dreistufiges Getriebe handeln. Die Hauptwelle 1 ist kraftschlüssig mit dem Ro- tor 20, beispielsweise einem Drehflügelrotor, verbunden. Die Generatorwelle 3 kann über eine Kupplung 30 mit einem Generator 40 verbunden sein. Die Hauptwelle 1 , das Getriebe 2, die Generatorwelle 3 und der Generator 40 sind mit entsprechenden Mitteln abgestützt, in einem Gehäuse 50 eingeschlossen und auf einem Turm 60 angebracht. An dem Rotor 20 sind zwei teilweise dargestellte Rotorblätter 21 dargestellt. Üblicherweise in Windenergiean- lagen verwendete Rotoren weisen beispielsweise drei Blätter 21 auf. Die Erfindung ist ebenso in getriebelosen Windkraftanlagen einsetzbar.
Die Blätter 21 des Rotors 20 weisen Beschleunigungssensoren 71 auf, die beispielsweise in einem Abstand von einem Drittel der Blattlänge zu einer Rotornabe bzw. -achse 25 ange- ordnet sind. Die Beschleunigungssensoren 71 sind als Teil eines Auswertesystems 70 mit Leitungen 72 mit einer Auswerteeinrichtung 73 verbunden, die Signale der Beschleunigungssensoren 71 auswertet und hierzu über eine nicht dargestellte Recheneinheit verfügen kann. Die Beschleunigungssensoren 71 können jeweils zwei eindimensionale Beschleunigungssensoren mit voneinander abweichender Beschleunigungsrichtung aufweisen, mittels derer eine Beschleunigung in Schwenk-Richtung des Blattes und damit tangential zum Rotor und in Schlag-Richtung des Blattes, also axial zum Rotor erfasst werden könnten.
In den Figuren 2 und 3 sind jeweils drei Signalenergiemaße aufgetragen, von denen jedes einem Rotorblatt einer Windenergieanlage mit drei Rotorblättern zugeordnet ist. Für jedes Rotorblatt wird eine über denselben Frequenzbereich gemittelte Signalenergie bestimmt. Weiterhin wird ein Mittelwert dieser drei Signalenergien bestimmt. Als Signalenergiemaß für ein bestimmtes Rotorblatt wird im vorliegenden Beispiel eine Differenz zwischen der über den Frequenzbereich gemittelten Signalenergie für dieses bestimmte Rotorblatt und dem Mittelwert verwendet. Es wurde ein Frequenzbereich von 150 bis 350 Hz verwendet. Die Signalenergiemaße sind als Trendverläufe A, B, C über eine Zeit auf der Abszisse aufgetragen.
Auf der Abszisse ist dabei die sogenannte BAID (eine Messzyklus-Identifikation) angegeben. Pro Stunde wird in der verwendeten Überwachungseinrichtung eine Messung, z.B. auf einem Daten-Backup-Server abgelegt, so dass die BAID 7000 ca. 10 Monaten Messzeit entspricht. Aufgezeichnet wird die Trendentwicklung über die Zeit.
Das hier verwendete Signalenergiemaß, d.h. die Differenz zwischen Signalenergie und Mit- telwert über den betreffenden Frequenzbereich, zeigt eine Abweichung und Schädigung deutlicher und zeitiger als die Darstellung des Absolutwertes der Signalenergie.
Figur 2 zeigt einen gemäß einer besonders bevorzugten Ausführungsform der Erfindung erhaltenen zeitlichen Verlauf in Schwenk-Richtung. Die Figur 3 zeigt in Entsprechung zu Figur 2 eine Auswertung in Schlag-Richtung.
Es ist deutlich zu erkennen, dass das Signalenergiemaß A sowohl in Schwenk- als auch in Schlag-Richtung ab ca. BAID 6000 eine deutlich höhere Amplitude aufweist als zum Zeitraum vor einer Schädigung (z.B. BAID 5000). Das Signalenergiemaß A ist auch im Vergleich zu den anderen zwei Verläufen B und C, also den anderen Blättern, erhöht. Das Signalenergiemaß A nimmt für das Rotorblatt A in beiden Messrichtungen ab ca. sechs Wochen vor dem dargestellten Ende des Messzeitraums stetig zu.
Bei einer Rotorblattbegutachtung wurde ein Schaden durch Blitzeinschlag festgestellt, bei dem die Blattspitze aufgerissen war. Es befanden sich zusätzlich kleine Querrisse in der Nähe des Blitzeinschlags. Es ist davon auszugehen, dass die aufgerissene Blattspitze beim Umlauf Stoßimpulse durch die aufeinanderschlagenden Teile erzeugt.

Claims

Patentansprüche
1. Verfahren zum Erkennen einer mechanischen Beschädigung eines Rotorblatts (21) einer Windenergieanlage (100), wobei Schwingungen des Rotorblatts (21) erfasst werden und ein frequenzabhängiges Schwingungssignal erzeugt wird, wobei zu einer Anzahl von Messzeitpunkten jeweils ein Signalenergiemaß über einen vorbestimmten Frequenzbereich des Schwingungssignals ermittelt wird und die jeweils bestimmten Signalenergiemaße zeitlich ausgewertet werden, um eine mechanische Beschädigung zu erkennen.
2. Verfahren nach Anspruch 1 , wobei der vorbestimmte Frequenzbereich eine Breite von wenigstens 50 Hz, 100 Hz, 250 Hz oder 500 Hz hat.
3. Verfahren nach Anspruch 1 oder 2, wobei der vorbestimmte Frequenzbereich Frequenzen oberhalb von 50 Hz, vorzugsweise oberhalb von 100 Hz, 150 Hz oder 250 Hz ent- hält.
4. Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche, wobei der vorbestimmte Frequenzbereich Frequenzen unterhalb von 1000 Hz, vorzugsweise unterhalb von 500 Hz oder 350 Hz enthält.
5. Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche, wobei als vorbestimmter Frequenzbereich ein Frequenzbereich von ca. 150 bis ca. 350 Hz, 500 Hz oder 1000 Hz verwendet wird.
6. Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche, wobei das Signalenergiemaß auf Grundlage einer mittleren Signalenergie in dem Frequenzbereich ermittelt wird.
7. Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche, wobei das zeitliche Auswerten umfasst, das Signalenergiemaß eines Rotorblatts (21) mit einem entsprechenden Signal- energiemaß eines anderen Rotorblatts derselben Windenergieanlage (100) zu vergleichen, wobei eine mechanische Beschädigung erkannt wird, wenn eine Abweichung der zeitlichen Verläufe der beiden Signalenergiemaße voneinander einen Schwellwert überschreitet.
8. Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche, wobei das zeitliche Auswerten umfasst, das Signalenergiemaß eines Rotorblatts (21) mit einem Mittelwert über entsprechende Signalenergiemaße von wenigstens zwei, vorzugsweise allen, Rotorblättern derselben Windenergieanlage (100) zu vergleichen, wobei eine mechanische Beschädigung er- kannt wird, wenn eine Abweichung der zeitlichen Verläufe des Signalenergiemaßes und des Mittelwerts voneinander einen Schwellwert überschreitet.
9. Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche, wobei das zeitliche Auswerten umfasst, das Signalenergiemaß eines Rotorblatts (21) mit einem Referenzwert zu verglei- chen, wobei eine mechanische Beschädigung erkannt wird, wenn eine Abweichung der zeitlichen Verläufe des Signalenergiemaßes und des Referenzwerts voneinander einen
Schwellwert überschreitet.
10. Recheneinheit, die zur Durchführung eines Verfahrens nach einem der vorstehenden Ansprüche eingerichtet ist.
11. Überwachungseinrichtung (73) für wenigstens ein Rotorblatt (21 ) einer Windenergieanlage (100) mit wenigstens einem Schwingungssensor (71) zur Erfassung von Schwingungen des Rotorblatts (21) und einer Recheneinheit nach Anspruch 10.
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