WO2013075777A1 - Verfahren und recheneinheit zur bestimmung einer gesamtschädigung wenigstens einer rotierenden komponente eines antriebsstrangs - Google Patents

Verfahren und recheneinheit zur bestimmung einer gesamtschädigung wenigstens einer rotierenden komponente eines antriebsstrangs Download PDF

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Tobias Herrmann
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    • Y02E10/70—Wind energy
    • Y02E10/72—Wind turbines with rotation axis in wind direction

Definitions

  • the present invention relates to a method for determining a theoretical total damage of at least one rotating component of a drive train and to a computing unit for its implementation.
  • While the present invention will be described primarily with reference to wind turbines (WEA), it is not limited thereto but, in principle, applicable to all types of power plants and installations in which a powertrain is designed with respect to an expected load spectrum.
  • WEA wind turbines
  • the invention provides particular advantages for plants in which an exchange is particularly expensive, eg. In offshore installations.
  • Drive trains comprising components such as gearboxes, couplings and connecting elements (shafts) are important components of various electrical power generation systems, such as wind turbines, hydropower plants, etc.
  • the powertrain fulfills the task of a mechanical connection between a drive (for example, a rotor of a wind turbine) and an output (For example, a corresponding generator) to produce over which is transmitted by a rotational movement of energy.
  • Powertrain components such as transmissions, are used to translate the speed (or rotational speed) and torque applied to the drive to values that correspond to the work area of the generator. Waves are the mecha- nische connection between the components involved.
  • Other components such as mechanical brakes or the like, can be integrated in the drive train. If required, couplings can be arranged between two components, for example to compensate for misalignment.
  • Drive trains or their components have a certain life, which depends essentially on the load (torque, torsion, vibrations, etc.). Drive trains can therefore be designed with regard to an expected (previously calculated) load spectrum.
  • condition-oriented maintenance is frequently provided in wind turbines, which takes place, for example, on the basis of vibration-based state 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
  • components are also used in wind turbines for which no monitoring possibilities are known, with the invention aiming at the drive train and its components. These can, as mentioned, be designed on the basis of the expected load conditions. However, the actual life is not known during operation, so the maintenance is not condition-oriented. There is therefore a need for a way to determine the life of components of a drive train in power plants at runtime ("online").
  • the invention provides a possibility to determine a total damage of at least one rotating component of a drive train, in particular in wind or wave energy systems, during runtime and to make it accessible to condition-oriented maintenance.
  • the invention uses a detection of torque transmitted through the component to be monitored and the rotational speed in order to carry out a classification in the direction of the load collective.
  • the collective of the stress and the comparison with the design collective can determine the total damage that has occurred so far (corresponds to a degree of wear) of the component.
  • Preferred methods for determining the actual collective use in particular from the field of durability of known methods are suitable.
  • counting methods, peak value instantaneous and dwell time methods or a Rainflow classification are suitable.
  • variable characterizing the torque is detected over time.
  • a variable characterizing the speed can be determined from the course of the torque signal. For example, in a wind turbine resulting from the tower shadow periodic nonuniformity in the signal. If necessary, periodic elements can also be identified in speed signals of other systems.
  • the invention is particularly suitable for use in wind and wave power plants (flow and tidal power plants in the field of river and ocean energy use), as here, as mentioned, a maintenance is particularly expensive. Since the loads currently acting on the system (due to greatly varying wind speeds or currents) mung) are also very different, a knowledge of the total damage is particularly advantageous.
  • An arithmetic unit according to the invention e.g. as part of a monitoring device (CMS) is, in particular programmatically, set up to perform a method according to the invention.
  • CMS monitoring device
  • Suitable data carriers for providing 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 power generation plant according to a particularly preferred embodiment
  • FIG. 2 shows an exemplary torque curve in a monitored one
  • FIG. 1 shows in a schematic view the basic structure of a power generation plant 100, which is adapted to carry out the invention.
  • the power generation plant 100 is designed as a wind energy plant with a rotor 1 and an electric generator 6, which are mechanically connected to one another by a drive train comprising a rotor output shaft 2, a transmission 3, a clutch 4 and a generator drive shaft 5.
  • the rotor 1 is mounted as a drive on a drive-side end 1 'of the drive train 2-5, the generator 6 as an output on a driven-side end 6'.
  • Two rotation angle sensors 7, 8 on the rotor 1 'and the generator side 6' of the transmission 3 each determine an angle ⁇ ⁇ , or ⁇ 2, as variables characterizing the torque.
  • the angular difference corresponds to a torsion angle via the transmission 4, which is proportional to a torsional moment and thus to a torque.
  • a preferred torque detection can also use one or more strain gauges which are mounted on a shaft and whose signal is proportional to a torsional rotation (torsion).
  • a torsion measurement can also take place by means of a magnetic field running in the shaft or from a distortion of the same.
  • the measured values are transmitted to a computing unit 9, which is set up by the program in order to carry out a method according to the invention. In the arithmetic unit 9, a total damage of the transmission is calculated on the basis of the sensor signals.
  • the arithmetic unit is set up to record the measuring signals over time. Especially in wind turbines resulting from the tower shadow a nonuniformity of the signal, from which the one current speed of the rotor or the shaft 2 can be determined.
  • torque and simultaneously speed can be determined by detecting only one signal characterizing the torque.
  • the difference between the angles of rotation ⁇ - ⁇ and ⁇ 2 gives the torsion angle via the gear 4, which is proportional to the torsional moment and thus torque.
  • a time profile of the determined torque is plotted in FIG. From the course, a regular torque fluctuation due to the tower shadow is determined. bar.
  • the duration corresponds to the angle between two rotor blades, in conventional systems 120 °. From the time duration, the speed can be determined.
  • the time duration, speed and the torque proportional to the measured variable are classified in the arithmetic unit to a load collective and added up continuously. This creates a valid over the life of the drive train of the wind turbine load collective, which can be compared with the originally the core components of the system underlying load collective. Taking into account different Wöhlerlineexponenten (for example, for rolling bearings, gears, etc.) can be a so-called total degree of damage determine and compare with a permissible target damage. From this comparison, a residual life assessment for the core components of a wind turbine can be made, which i.a. can be used for preventive maintenance and, if necessary, replacement of certain components.

Abstract

Die Erfindung betrifft ein Verfahren zur Bestimmung einer Gesamtschädigung wenigstens einer rotierenden Komponente (4) eines Antriebsstrangs (2-5) einer Anlage (100), insbesondere einer Wind- oder Wellenenergieanlage, wobei während des Betriebs der Anlage (100) eine eine Drehzahl der Komponente kennzeichnende Größe und eine ein von der Komponente übertragenes Drehmoment kennzeichnende Größe über die Zeit (t) ermittelt werden, wobei in einer Recheneinheit (9) aus dem zeitlichen Verlauf der Größen ein Belastungskollektiv ermittelt und die Gesamtschädigung aus einem Vergleich des ermittelten Belastungskollektivs mit einem Referenzbelastungskollektiv bestimmt wird.

Description

VERFAHREN UND RECHENEINHEIT ZUR BESTIMMUNG EINER
GESAMTSCHÄDIGUNG WENIGSTENS EINER ROTIERENDEN KOMPONENTE EINES ANTRIEBSSTRANGS Beschreibung
Die vorliegende Erfindung betrifft ein Verfahren zur Bestimmung einer theoretischen Gesamtschädigung wenigstens einer rotierenden Komponente eines Antriebsstrangs sowie eine Recheneinheit zu dessen Durchführung.
Stand der Technik
Wenngleich die vorliegende Erfindung vornehmlich in Bezug auf Windenergieanlagen (WEA) beschrieben wird, ist sie nicht darauf beschränkt, sondern prinzipiell bei allen Arten von Kraftwerken und Anlagen einsetzbar, bei denen eine Auslegung eines Antriebsstrangs im Hinblick auf ein zu erwartendes Lastkollektiv erfolgt. Die Erfindung entfaltet jedoch besondere Vorteile für Anlagen, bei denen ein Austausch besonders aufwendig ist, bspw. bei Offshore-Anlagen. Antriebsstränge aufweisend Komponenten wie beispielsweise Getriebe, Kupplungen und Verbindungselemente (Wellen) sind wichtige Bestandteile verschiedener elektrischer Energieerzeugungsanlagen, wie z.B. von Windenergieanlagen, Wasserkraftanlagen etc. Der Antriebsstrang erfüllt die Aufgabe, eine mechanische Verbindung zwischen einem Antrieb (beispielsweise einem Rotor einer Windenergieanlage) und einem Abtrieb (beispielsweise einem entsprechenden Generator) herzustellen, über welche durch eine Drehbewegung Energie übertragen wird. Antriebsstrangkomponenten, wie Getriebe, dienen dazu, die Drehzahl (bzw. Rotationsgeschwindigkeit) und das Drehmoment, die am Antrieb anliegen, auf Werte zu übersetzen, die dem Arbeitsbereich des Generators entsprechen. Wellen stellen die mecha- nische Verbindung zwischen den beteiligten Komponenten her. Auch weitere Komponenten, wie mechanische Bremsen oder dergleichen, können im Antriebsstrang integriert sein. Kupplungen können bei Bedarf zwischen zwei Komponenten bspw. zum Ausgleich von Versatz angeordnet sein.
Antriebsstränge bzw. dessen Komponenten haben eine gewisse Lebensdauer, die im Wesentlichen von der Belastung (Drehmoment, Torsion, Schwingungen usw.) abhängt. Antriebsstränge können deshalb im Hinblick auf ein zu erwartendes (im Vorhinein berechnetes) Lastkollektiv ausgelegt werden.
Ein möglichst unterbrechungsfreier Betrieb von Windenergieanlagen ist eine wesentliche Voraussetzung für ihre Wirtschaftlichkeit. Insbesondere ungeplante Betriebsunterbrechungen 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. beginnende Schäden in Rotorblättern frühzeitig erkennen. CMS sind häufig zur Ferndiagnose eingerichtet, wobei die Zustands- meldungen in zertifizierten Diagnosezentren, häufig durch speziell geschultes Personal, ausgewertet werden.
Jedoch kommen in WEA auch Komponenten zum Einsatz, für die keine Überwachungsmög- lichkeiten bekannt sind, wobei die Erfindung auf den Antriebsstrang und dessen Komponenten abzielt. Diese können, wie erwähnt, anhand der voraussichtlichen Lastbedingungen ausgelegt werden. Die tatsächliche Lebensdauer ist jedoch während des Betriebes nicht bekannt, so dass die Wartung nicht zustandsorientiert erfolgt. Es besteht daher der Bedarf nach einer Möglichkeit, die Lebensdauer von Komponenten eines Antriebsstrangs in Ener- gieanlagen zur Laufzeit ("online") zu bestimmen.
Offenbarung der Erfindung Erfindungsgemäß werden ein Verfahren zur Bestimmung einer Gesamtschädigung wenigstens einer rotierenden Komponente eines Antriebsstrangs, insbesondere einer Wind- oder Wellenenergieanlage, mit den Merkmalen des Patentanspruchs 1 sowie eine entsprechende eingerichtete Recheneinheit zu dessen Durchführung vorgeschlagen. Vorteilhafte Ausgestal- tungen sind Gegenstand der Unteransprüche sowie der nachfolgenden Beschreibung.
Vorteile der Erfindung
Die Erfindung schafft eine Möglichkeit, eine Gesamtschädigung wenigstens einer rotieren- den Komponente eines Antriebsstrangs, insbesondere in Wind- oder Wellenenergieanlagen, zur Laufzeit zu bestimmen und einer zustandsorientierten Wartung zugänglich zu machen. Die Erfindung bedient sich dazu insbesondere einer Erfassung von durch die zu überwachende Komponente übertragenem Drehmoment und der Drehzahl, um eine Klassierung in Richtung Belastungskollektiv durchzuführen. Durch die tatsächliche Erfassung des
Istkollektivs der Beanspruchung und dem Vergleich mit dem Auslegungskollektiv lässt sich die bisher eingetretene Gesamtschädigung (entspricht einem Abnutzungsgrad) der Komponente bestimmen.
Bevorzugte Methoden zum Bestimmen des Istkollektivs bedienen sich insbesondere aus dem Gebiet der Betriebsfestigkeit bekannter Methoden. Insbesondere eignen sich Zählverfahren, Spitzenwert- Momentanwert- und Verweildauerverfahren oder eine Rainflow- Klassierung.
Vorzugsweise wird lediglich eine das Drehmoment kennzeichnende Größe über die Zeit er- fasst. Eine die Drehzahl kennzeichnende Größe kann aus dem Verlauf des Drehmomentsignals ermittelt werden. Beispielsweise bei einer Windkraftanlage resultiert aus dem Turmschatten eine periodische Ungleichförmigkeit im Signal. Periodische Elemente können ggf. auch in Drehzahlsignalen anderer Anlagen identifiziert werden. Die Erfindung eignet sich besonders zur Verwendung in Wind- und Wellenenergieanlagen (Strömungs- und Gezeitenkraftwerke im Bereich der Fluss- und Meeresenergienutzung), da hier, wie erwähnt, eine Wartung besonders aufwendig ist. Da die momentan an der Anlage angreifenden Belastungen (bedingt durch stark variierende Windgeschwindigkeit bzw. Strö- mung) auch höchst unterschiedlich sind, ist eine Kenntnis über die Gesamtschädigung besonders vorteilhaft.
Eine erfindungsgemäße Recheneinheit, z.B. als Bestandteil einer Überwachungseinrichtung (CMS), ist, insbesondere programmtechnisch, dazu eingerichtet, 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 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 von Ausführungsbeispielen in der Zeichnung schematisch dargestellt und wird im Folgenden unter Bezugnahme auf die Zeichnung ausführlich beschrieben.
Figurenbeschreibung
Figur 1 zeigt eine Energieerzeugungsanlage gemäß einer besonders bevorzugten
Ausführungsform der Erfindung.
Figur 2 zeigt einen beispielhaften Drehmomentverlauf in einer zu überwachenden
Komponente, bspw. des Getriebes aus Figur 1. Detaillierte Beschreibung der Zeichnung
Figur 1 zeigt in einer schematischen Ansicht den grundlegenden Aufbau einer Energieerzeugungsanlage 100, die zur Durchführung der Erfindung eingerichtet ist. Die Energieerzeu- gungsanlage 100 ist als Windenergieanlage mit einem Rotor 1 und einem elektrischen Generator 6 ausgebildet, die durch einen Antriebsstrang aufweisend eine Rotorabtriebswelle 2, ein Getriebe 3, eine Kupplung 4 und eine Generatorantriebswelle 5 mechanisch miteinander verbunden sind. Der Rotor 1 ist als Antrieb an einem antriebsseitigen Ende 1' des Antriebsstrangs 2-5, der Generator 6 als Abtrieb an einem abtriebsseitigen Ende 6' angebracht. Zwei Drehwinkelsensoren 7, 8 an der Rotor- 1' und der Generatorseite 6' des Getriebes 3 ermitteln je einen Winkel φ·, bzw. φ2 als das Drehmoment kennzeichnende Größen. Die Winkeldifferenz entspricht einem Torsionswinkel über das Getriebe 4, welcher einem Torsionsmoment und damit einem Drehmoment proportional ist. Eine bevorzugte Drehmomenterfassung kann sich auch eines oder mehrerer Dehnungsmessstreifen bedienen, die auf einer Welle angebracht sind und deren Signal proportional einer Wellenverdrehung (Torsion) ist. Eine Torsionsmessung kann auch mittels eines in der Welle verlaufenden Magnetfeldes bzw. aus einer Verzerrung desselben erfolgen. Die Messwerte werden an eine Recheneinheit 9 übermittelt, die programmtechnisch zur Durchführung eines erfindungsgemäßen Verfahrens eingerichtet ist. In der Recheneinheit 9 wird auf Grundlage der Sensorsignale eine Gesamtschädigung des Getriebes berechnet.
Die Recheneinheit ist dazu eingerichtet, die Messsignale über die Zeit zu erfassen. Insbe- sondere bei Windenergieanlagen resultiert aus dem Turmschatten eine Ungleichförmigkeit des Signals, woraus die eine gegenwärtige Drehzahl des Rotors bzw. der Welle 2 bestimmt werden kann. Vorteilhaft können so Drehmoment und gleichzeitig Drehzahl durch Erfassung lediglich eines das Drehmoment kennzeichnenden Signals ermittelt werden. Die Differenz der Drehwinkel φ-ι und φ2 ergibt den Torsionswinkel über das Getriebe 4, welcher dem Torsi- onsmoment und damit Drehmoment proportional ist.
Ein zeitlicher Verlauf des ermittelten Drehmoments ist in Figur 2 aufgetragen. Aus dem Verlauf ist eine regelmäßige Drehmomentschwankung aufgrund des Turmschattens bestimm- bar. Die Zeitdauer entspricht dem Winkel zwischen zwei Rotorblättern, bei herkömmlichen Anlagen 120°. Aus der Zeitdauer ist die Drehzahl bestimmbar.
Die Zeitdauer, Drehzahl und die dem Drehmoment proportionale Messgröße werden in der Recheneinheit zu einem Belastungskollektiv klassiert und kontinuierlich aufsummiert. Dadurch entsteht ein über die Lebensdauer des Antriebsstrangs der Windenergieanlage gültiges Beanspruchungskollektiv, welches mit dem ursprünglich den Kernkomponenten der Anlage zu Grunde liegenden Lastkollektiv verglichen werden kann. Unter Berücksichtigung von unterschiedlichen Wöhlerlinienexponenten (z.B. für Wälzlager, Verzahnungen usw.) lässt sich ein sogenannter Gesamtschädigungsgrad bestimmen und mit einer zulässigen Sollschädigung vergleichen. Aus diesem Vergleich kann eine Restlebensdauereinschätzung für die Kernkomponenten einer WEA erfolgen, die u.a. für eine vorbeugende Instandhaltung und ggf. Ersatz bestimmter Komponenten genutzt werden kann.

Claims

Patentansprüche
1. Verfahren zur Bestimmung einer Gesamtschädigung wenigstens einer rotierenden Komponente (4) eines Antriebsstrangs (2-5) einer Anlage (100), insbesondere in einer Wind- oder Wellenenergieanlage, wobei während des Betriebs der Anlage (100) eine eine Drehzahl der Komponente kennzeichnende Größe und eine ein von der Komponente übertragenes Drehmoment kennzeichnende Größe über die Zeit (t) ermittelt werden, wobei in einer Recheneinheit (9) aus dem zeitlichen Verlauf der Größen ein Belastungskollektiv ermittelt und die Gesamtschädigung aus einem Vergleich des ermittelten Belastungskollektivs mit einem Referenzbelastungskollektiv bestimmt wird.
2. Verfahren nach Anspruch 1 , wobei die Gesamtschädigung wenigstens einer Komponente eines Getriebes (4) bestimmt wird.
3. Verfahren nach Anspruch 1 oder 2, wobei das Referenzbelastungskollektiv ein Lastkollektiv ist, für das die Komponente ausgelegt wurde.
4. Verfahren nach Anspruch 3, wobei die Auslegung unter Berücksichtigung des dazugehörigen Wöhlerlinienexponenten, welcher den zugrunde liegenden Schädigungsmecha- nismus charakterisiert, erfolgt.
5. Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüchen, wobei die das von der Komponente übertragene Drehmoment kennzeichnende Größe erfasst und in der Recheneinheit (9) daraus die die Drehzahl der Komponente kennzeichnende Größe ermittelt wird.
6. Verfahren nach Anspruch 5, wobei die Ermittlung der die Drehzahl der Komponente kennzeichnenden Größe anhand einer Signifikanzstelle im zeitlichen Verlauf der das von der Komponente übertragene Drehmoment kennzeichnenden Größe erfolgt.
7. Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche, wobei zur Ermittlung der das von der Komponente übertragene Drehmoment kennzeichnenden Größe ein Drehwinkelsensor (7) vor der Komponente und ein Drehwinkelsensor (8) nach der Komponente verwendet wird und das von der Komponente übertragene Drehmoment aus der Differenz der beiden Sensorwerte ermittelt wird.
8. Recheneinheit (9), die dazu eingerichtet ist, ein Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche durchzuführen.
9. Anlage, insbesondere Energieerzeugungsanlage (100), mit einem Antriebsstrang (2- 5), einem an einem antriebsseitigen Ende (V) des Antriebsstrangs (2-5) angebrachten Antrieb (1), einem über den Antriebsstrang (2-5) angetriebenen, an einem abtriebsseitigen Ende (6') des Antriebsstrangs (2-5) angebrachten Abtrieb (6) und einer Recheneinheit (9) nach Anspruch 7.
10. Anlage (100) nach Anspruch 7 mit wenigstens einem Drehmomentsensor oder wenigstens zwei Drehwinkelsensoren (7, 8).
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