WO2016083503A1

WO2016083503A1 - Verfahren und vorrichtung zum überwachen einer windenergieanlage

Info

Publication number: WO2016083503A1
Application number: PCT/EP2015/077768
Authority: WO
Inventors: Felix Hess
Original assignee: Robert Bosch Gmbh
Priority date: 2014-11-26
Filing date: 2015-11-26
Publication date: 2016-06-02
Also published as: DE102014224054A1

Abstract

Es wird ein Verfahren zum Überwachen einer Windenergieanlage (100) vorgestellt, wobei die Windenergieanlage (100) zumindest einen Rotor (106) mit zumindest zwei Rotorblättern (108a, 108b, 108c) sowie zumindest einen Beschleunigungssensor (112), zum Bereitstellen eines Beschleunigungsverlaufs (118) aufweist. Das Verfahren umfasst zumindest einen Schritt des Einlesens des Beschleunigungsverlaufs (118), der eine Turmkopfbeschleunigung der Windenergieanlage (100) über die Zeit repräsentiert, sowie einen Schritt des Ermittelns einer eine Unwucht der Windenergieanlage (100) repräsentierenden Unwuchtinformation (120) unter Verwendung des Beschleunigungsverlaufs (118), um die Windenergieanlage (100) zu überwachen.

Description

Verfahren und Vorrichtung zum Überwachen einer Windenergieanlage

Die vorliegende Erfindung bezieht sich auf ein Verfahren zum Überwachen einer Windenergieanlage, eine entsprechende Vorrichtung zum Überwachen einer

Windenergieanlage, eine Windenergieanlage sowie ein entsprechendes

Computerprogramm.

Die Turmkopfhöhe von modernen Windkraftanlagen ist über die letzten Jahre stark angewachsen und erreicht heute Höhen von deutlich über 100 Metern.

Windkraftanlagen werden dadurch schwingungsfreudiger. Um eine

Schwingungsanregung und die damit einhergehende Schädigung von Triebstrang, Gondel- und Turmstruktur durch eine Massenunwucht des Rotors zu vermeiden, werden die einzelnen Rotorblätter nach der Fertigung gewogen und ihr Schwerpunkt bestimmt. Anschließend werden Rotorblattsätze von je drei Blättern zusammengestellt, die möglichst ähnliche Massen und Schwerpunktlagen aufweisen.

Teilweise wird nach dem Aufbau einer Windkraftanlage der Rotor gewuchtet. Dazu werden Testmassen an den Rotorblättern angebracht und mittels

Beschleunigungssensoren die Schwingung des Turmkopfes vermessen. Durch dieses Verfahren kann die Massenunwucht festgestellt werden. Anschließend werden die Blätter getrimmt, in dem in ihnen Ausgleichsmassen angebracht werden, welche die Massenunwucht eliminieren. Vor diesem Hintergrund werden mit dem hier vorgestellten Ansatz ein Verfahren zum Überwachen einer Windenergieanlage, eine entsprechende Vorrichtung, die dieses Verfahren nutzt, eine Windenergieanlage sowie schließlich ein entsprechendes Computerprogramm gemäß den Hauptansprüchen vorgestellt. Vorteilhafte

Ausgestaltungen ergeben sich aus den jeweiligen Unteransprüchen und der nachfolgenden Beschreibung. Dem vorgestellten Ansatz liegt die Erkenntnis zugrunde, dass aus einem

Beschleunigungsverlauf des Rotors, der Rotornabe oder der Gondel einer

Windenergieanlage eine Information über eine Unwucht des Rotors gewonnen werden kann. Zusätzliche Signale können optional das Verfahren robuster gestalten.

Der hier vorgestellte Ansatz schafft ein Verfahren zum Überwachen einer

Windenergieanlage, die einen Rotor mit zumindest zwei Rotorblättern sowie zumindest einen Beschleunigungssensor zum Bereitstellen eines Beschleunigungsverlauf aufweist, wobei das Verfahren die folgenden Schritte aufweist:

Einlesen des Beschleunigungsverlaufs, der eine Turmkopfbeschleunigung der

Windenergieanlage über die Zeit repräsentiert; und Ermitteln einer eine Unwucht der Windenergieanlage repräsentierenden

Unwuchtinformation unter Verwendung des Beschleunigungsverlaufs, um die

Windenergieanlage zu überwachen.

Unter einer Windenergieanlage kann eine Windkraftanlage beziehungsweise eine Windturbine verstanden werden. Dabei wird ein Rotor der Windenergieanlage durch Wind oder Windenergie in Rotation versetzt und mit dem Rotor ein elektrischer Generator angetrieben. Der Rotor kann zumindest zwei Rotorblätter, insbesondere drei Rotorblätter aufweisen. Der Beschleunigungssensor, beispielsweise im Bereich einer Rotornabe der Windenergieanlage angeordnet, kann eine seitliche

Turmkopfbeschleunigung oder eine seitliche Turmkopfschwingung erfassen und ein entsprechendes Beschleunigungssignal als Beschleunigungsverlauf bereitstellen. Der Beschleunigungsverlauf kann eine Turmkopfbeschleunigung der Windenergieanlage über die Zeit oder eine Turmkopfbeschleunigung der Windenergieanlage über eine Drehposition des Rotors repräsentieren. Aus dem Beschleunigungssignal des

Beschleunigungssensors kann eine Drehposition des Rotors bestimmt werden. Die Unwucht kann eine Hauptträgheitsachse des Rotors charakterisieren, die nicht einer Rotationsachse des Rotors entspricht. Eine Unwucht des Rotors kann zu Vibrationen und erhöhtem Verschleiß an der Windenergieanlage führen. Die Unwuchtinformation kann unter Verwendung einer Verarbeitungsvorschrift ermittelt werden, die einen mathematischen Algorithmus umfassen oder beschreiben kann. Der Beschleunigungsverlauf kann ein Signal eines 2D-Beschleunigungssensors repräsentieren. Alternativ kann der Beschleunigungsverlauf ein Signal eines SD- Beschleunigungssensors repräsentieren. Ferner kann der Beschleunigungsverlauf ein Signal eines in der Rotornabe angeordneten Sensors repräsentieren. Bei dem in der Rotornabe angeordneten Sensor kann es sich beispielsweise um einen 2D- Beschleunigungssensor oder einen 3D-Beschleunigungssensor handeln.

Somit kann im Schritt des Einlesens der Beschleunigungsverlauf über eine

Schnittstelle zu dem in der Rotornabe angeordneten Sensor eingelesen werden. Gemäß einer Ausführungsform kann im Schritt des Ermitteins eine laterale

Schwingung an der Rotornabe sowie eine Drehposition des Rotors aus dem

Beschleunigungsverlauf bestimmt werden. Die Unwuchtinformation kann dann unter Verwendung der lateralen Schwingung an der Rotornabe und der Drehposition des Rotors ermittelt werden.

Die Drehposition kann dabei unter Verwendung einer bekannten Wirkrichtung der Schwerkraft bestimmt werden. Somit können die zur Ermittlung der Unwucht erforderlichen Daten unter Verwendung eines einzigen in der Rotornabe angeordneten Beschleunigungssensor bestimmt werden.

Im Schritt des Ermitteins kann ein dem Beschleunigungsverlauf zugeordneter

Drehpositionsverlauf aus dem Beschleunigungsverlauf bestimmt werden. So kann der Drehpositionsverlauf unter Verwendung des Beschleunigungsverlaufs bestimmt werden. Im Schritt des Ermitteins kann die Unwuchtinformation unter Verwendung des Drehpositionsverlaufs ermittelt werden. Der Drehpositionsverlauf kann dabei eine Drehposition des Rotors der Windenergieanlage über die Zeit repräsentieren.

Vorteilhaft kann ein Sensor die für das Verfahren notwendige und sinnvolle Information bereitstellen. So kann das Verfahren besonders kostengünstig umgesetzt werden. Im Schritt des Einlesens kann ein dem Beschleunigungsverlauf zugeordneter

Drehpositionsverlauf eingelesen werden. So kann im Schritt des Ermitteins die Unwuchtinformation unter Verwendung des Drehpositionsverlaufs ermittelt werden. Dabei kann der Drehpositionsverlauf eine Drehposition des Rotors der

Windenergieanlage über die Zeit repräsentieren. So kann ein Beschleunigungsverlauf über die Drehposition eingelesen werden und im Schritt des Ermitteins zum Ermitteln der Unwuchtinformation verwendet werden. Der Drehpositionsverlauf kann unter Verwendung des Beschleunigungssignals oder des Beschleunigungsverlaufs bestimmt werden. Ferner kann im Schritt des Ermitteins eine zum Ausgleichen der Unwucht geeignete Wuchtmasse je Rotorblatt unter Verwendung des Beschleunigungsverlaufs und/oder des Drehpositionsverlaufs als Unwuchtinformation ermittelt werden. Ergänzend oder alternativ kann im Schritt des Ermitteins eine zum Ausgleichen der Unwucht geeignete Position der Wuchtmasse je Rotorblatt unter Verwendung des

Beschleunigungsverlaufs und/oder des Drehpositionsverlaufs als Unwuchtinformation ermittelt werden. Die ermittelte Wuchtmasse und die Position der ermittelten

Wuchtmasse können für einen Ausgleich der Unwucht verwendet werden, sodass der Rotor danach keine Unwucht mehr aufweist. Im Schritt des Einlesens kann eine Drehzahl des Rotors eingelesen werden. Eine Drehzahl des Rotors kann aus dem Beschleunigungsverlauf oder dem

Drehpositionsverlauf bestimmt werden. Im Schritt des Ermitteins kann die

Unwuchtinformation unter Verwendung der Drehzahl ermittelt werden. Das Verfahren zum Überwachen einer Windenergieanlage kann einen Schritt des Mitteins umfassen. Im Schritt des Mitteins kann die Unwuchtinformation über eine Vielzahl von Rotorumdrehungen gemittelt werden. So kann eine robustere

Unwuchtinformation ermittelt werden. Alternativ kann eine Vielzahl von

Beschleunigungsverläufen gemittelt werden und im Schritt des Ermitteins die

Unwuchtinformation unter Verwendung der gemittelten Beschleunigungsverläufe ermittelt werden.

In einem optionalen Schritt kann ein Warnsignal bereitgestellt werden, wenn die Unwuchtinformation einen vorabdefinierten Schwellwert übersteigt. Das Warnsignal kann bereitgestellt werden, wenn der Beschleunigungsverlauf einen Wert aufweist, der oberhalb eines vorabdefinierten Schwellwerts liegt. So kann ein Betreiber der

Windenergieanlage gewarnt werden und eine Beseitigung einer mittelfristig oder langfristig für die Windenergieanlage schädlichen Unwucht veranlassen. Die vorliegende Erfindung schafft ferner eine Vorrichtung zum Überwachen einer Windenergieanlage, wobei die Vorrichtung ausgebildet ist, um die Schritte einer Ausführungsform eines hier vorgestellten Verfahrens in entsprechenden Einrichtungen durchzuführen beziehungsweise umzusetzen. Auch durch diese Ausführungsform der Erfindung in Form einer Vorrichtung kann die der Erfindung zugrunde liegende

Aufgabe schnell und effizient gelöst werden.

Unter einer Vorrichtung kann vorliegend ein elektrisches Gerät verstanden werden, das Sensorsignale verarbeitet und in Abhängigkeit davon Steuer- und/oder Datensignale ausgibt. Die Vorrichtung kann eine Schnittstelle aufweisen, die hard- und/oder softwaremäßig ausgebildet sein kann. Bei einer hardwaremäßigen Ausbildung können die Schnittstellen beispielsweise Teil eines sogenannten System-ASICs sein, der verschiedenste Funktionen der Vorrichtung beinhaltet. Es ist jedoch auch möglich, dass die Schnittstellen eigene, integrierte Schaltkreise sind oder zumindest teilweise aus diskreten Bauelementen bestehen. Bei einer softwaremäßigen Ausbildung können die Schnittstellen Softwaremodule sein, die beispielsweise auf einem Mikrocontroller neben anderen Softwaremodulen vorhanden sind.

Die Vorrichtung kann zumindest einen 2D-Beschleunigungssensor oder einen 3D- Beschleunigungssensor zum Bereitstellen des Beschleunigungsverlaufs umfassen. In einer Ausführungsform kann der 2D-Beschleunigungssensor oder der SD- Beschleunigungssensor in der Rotornabe angeordnet sein. So kann einfach ein passender Beschleunigungsverlauf bereitgestellt werden. Aus dem von dem

Beschleunigungssensor bereitgestellten Signal kann die Drehposition des Rotors und damit die Beschleunigung des Turmkopfes rekonstruiert werden. Vorteilhaft liefert ein Sensor ein Sensorsignal, welches genutzt werden kann, um die Windenergieanlage zu überwachen. So kann besonders kostengünstig und effizient die Windenergieanlage überwacht werden. Es wird eine Windenergieanlage mit einem Turm, einer auf dem Turm angeordneten Gondel, einem an der Gondel angeordneten Rotor mit einer Mehrzahl Rotorblättern und mit einer Variante einer hier beschriebenen Vorrichtung zum Überwachen der Windenergieanlage vorgestellt. Dabei kann vorteilhaft die Vorrichtung in die

Windenergieanlage integriert sein. Eine Windenergieanlage kann einen Rotor umfassen, der angetrieben durch auf den Rotor treffenden Wind in Bewegung gesetzt werden kann. Die Bewegungsenergie kann unter Verwendung eines Generators in elektrische Energie umgewandelt werden. Der Rotor kann um eine Rotorwelle rotieren und dabei einen Generator antreiben, um elektrische Energie zu erzeugen. Von Vorteil ist auch ein Computerprogrammprodukt mit Programmcode, der auf einem maschinenlesbaren Träger wie einem Halbleiterspeicher, einem Festplattenspeicher oder einem optischen Speicher gespeichert sein kann und zur Durchführung des Verfahrens nach einer der vorstehend beschriebenen Ausführungsformen verwendet wird, wenn das Programmprodukt auf einem Computer oder einer Vorrichtung ausgeführt wird.

Die Erfindung wird nachstehend anhand der beigefügten Zeichnungen beispielhaft näher erläutert. Es zeigen: Fig. 1 eine schematische Darstellung einer Windenergieanlage gemäß einem

Ausführungsbeispiel der vorliegenden Erfindung;

Fig. 2 ein Blockschaltbild einer Vorrichtung gemäß einem Ausführungsbeispiel der vorliegenden Erfindung; und

Fig. 3 ein Ablaufdiagramm eines Verfahrens gemäß einem Ausführungsbeispiel der vorliegenden Erfindung.

Gleiche oder ähnliche Elemente können in den nachfolgenden Figuren durch gleiche oder ähnliche Bezugszeichen versehen sein. Ferner enthalten die Figuren der Zeichnungen, deren Beschreibung sowie die Ansprüche zahlreiche Merkmale in Kombination. Einem Fachmann ist dabei klar, dass diese Merkmale auch einzeln betrachtet werden oder sie zu weiteren, hier nicht explizit beschriebenen

Kombinationen zusammengefasst werden können.

Fig. 1 zeigt eine schematische Darstellung einer Windenergieanlage 100 gemäß einem Ausführungsbeispiel der vorliegenden Erfindung. Die Windenergieanlage 100 umfasst einen Turm 102, eine auf dem Turm 102 drehbar angeordnete Gondel 104 sowie einen an der Gondel 104 angeordneten Rotor 106. In dem in Fig. 1 dargestellten

Ausführungsbeispiel umfasst der Rotor 106 drei Rotorblätter 108, die auch als erstes Rotorblatt 108a, zweites Rotorblatt 108b und drittes Rotorblatt 108c bezeichnet werden. Weiterhin umfasst die Windenergieanlage 100 in dem dargestellten

Ausführungsbeispiel eine Vorrichtung 1 10 zum Überwachen der Windenergieanlage 100 sowie einen Beschleunigungssensor 1 12, der in einer Rotornabe 1 14 des Rotors 106 angeordnet ist. Die Rotornabe 1 14 stellt die mechanische Verbindung der

Rotorblätter zur Rotorwelle 1 16 her. Der Beschleunigungssensor 1 12 ist ausgebildet, eine auf ihn wirkende Beschleunigung zu erfassen und als ein Beschleunigungssignal 1 18 bzw. als eine Beschleunigungsinformation 1 18 oder einen Beschleunigungsverlauf 1 18 bereitzustellen. Bei der auf den Beschleunigungssensor 1 12 in einem

Inertialsystem wirkenden Beschleunigung handelt es sich um eine seitliche

Turmkopfbeschleunigung y = x der Windenergieanlage 100. Aufgrund der Rotation des Rotors ist das Messsignal des Sensors mit weiteren Signalanteilen überlagert. Der Beschleunigungssensor 1 12 ist mit einer Schnittstelle zum Einlesen des

Beschleunigungsverlaufs 1 18 der Vorrichtung 1 10 verbunden.

In einem Ausführungsbeispiel ist der Beschleunigungssensor 1 12 im Turmkopf oder der Gondel 104 der Windenergieanlage 100 angeordnet. In einem günstigen alternativen Ausführungsbeispiel ist der Beschleunigungssensor 1 12 in der Rotornabe 1 14 der Windenergieanlage 100 angeordnet.

Die Vorrichtung 1 10 ist ausgebildet, eine Unwuchtinformation 120 unter Verwendung des Beschleunigungsverlaufs 1 18 zu ermitteln. Die Unwuchtinformation 120 repräsentiert dabei eine Unwucht der Windenergieanlage 100. Die Unwuchtinformation 120 ist dabei durch eine Masse m der Unwucht und einen

Abstand r der Unwucht von der Rotorachse 1 16 charakterisiert. Die Kreisfrequenz des drehenden Rotors 106 ist mit ω bezeichnet. Dabei beschreibt cot die aktuelle

Drehposition des Rotors 106 und γ gibt den Winkel an, an dem sich die Unwucht im Rotor 106 befindet. Per Definition ist die Drehposition cot null, wenn das erste

Rotorblatt 108a oder Rotorblatt 1 senkrecht nach oben zeigt. Eine Drehposition des Rotors 106 wird auch mit Ω bezeichnet. Eine seitliche Turmkopfbeschleunigung wird mit y = x bezeichnet. M bezeichnet die Summen der Massen von Turmkopf, Gondel 104 sowie modaler Masse der ersten Eigenmode des Turms 102. In einem Ausführungsbeispiel ist die Vorrichtung 1 10 ausgebildet, aus dem

Beschleunigungsverlauf 1 18 eine Drehposition des Rotors 106 und/oder die

Turmkopfbeschleunigung zu rekonstruieren und die Unwuchtinformation 120 unter

Verwendung der Drehposition Ω des Rotors 106 zu bestimmen.

Es wird kontinuierlich die seitliche Turmkopfbeschleunigung y = x , die Drehzahl ω und die Drehposition Ω des Rotors gemessen oder unter Verwendung des

Beschleunigungsverlaufs 1 18 ermittelt. Die Masse und Schwerpunktlage der einzelnen Rotorblätter 108 ändert sich im Lauf der Zeit. Ursachen hierfür sind:

- Einlagerung von Wasser in die Rotorblätter 108.

- Blatterosion beispielsweise durch Abtrag der äußeren Lackschicht durch

Staubpartikel in der Luft.

- Brocken von Klebstoffresten in zumindest einem der Rotorblätter 108, die sich in der Blattspitze ansammeln.

- Eisansatz auf zumindest einem der Rotorblätter 108.

- Reparaturarbeiten an zumindest einem der Rotorblätter 108. Die Vorrichtung 1 10 schafft eine kontinuierliche Überwachung der Massenunwucht. Zusätzlich kann eine Unwuchtmessung beim Service durchgeführt werden, falls Unregelmäßigkeiten im Betrieb der Windenergieanlage 100 auf eine Unwucht hinweisen. Ein Aspekt der vorliegenden Erfindung ist die kontinuierliche Auswertung der seitlichen Turmkopfbeschleunigung y = X und deren Auswertung auf Schwingungen, welche durch die Unwucht des drehenden Rotors 106 verursacht werden. Überschreiten die detektierten Schwingungsamplituden vorher festgelegte Grenzwerte, so kann der Betreiber über den aktuellen Unwuchtzustand informiert werden. Plötzliche

Änderungen des Unwuchtzustands deuten auf Eisansatz oder Schäden durch beispielsweise einen Blitzeinschlag hin.

Eine Windenergieanlage 100, wie diese in Fig. 1 dargestellt ist, ist mit einem oder mehreren Schwingungssensoren 1 12 in der Rotornabe oder im Turmkopf ausgerüstet. Deren Messsignal 1 18 steht somit in einem Ausführungsbeispiel ohne zusätzliche Kosten zur Verfügung. Die Drehzahl ω des Rotors 106 wird immer gemessen oder aus dem Beschleunigungssignal 1 18 gewonnen. Falls die Drehposition cot beziehungsweise Drehposition Ω des Rotors 106 nicht gemessen wird, kann ein geeigneter Sensor kostengünstig nachgerüstet werden (beispielsweise

Beschleunigungssensor 1 12, der die Richtung des Gravitationsvektors misst und daraus die aktuelle Rotordrehposition cot , Ω berechnet).

Die betrachtete Schwingung wird wie folgt modelliert: Die Zentrifugalkraft F aus der Unwucht berechnet sich zu

F = mr^■ ω² wobei m die Masse der Unwucht und r den Abstand der Unwucht von der Rotorachse 1 16 beschreibt. Die Kreisfrequenz des drehenden Rotors 106 ist mit ω bezeichnet. Die Zentrifugalkraft F lässt sich aufteilen in ihren horizontalen Anteil

und einen vertikalen Anteil

F (t) = mr · ω² COS(Ö# + γ) .

Der horizontale Anteil F_x(t) führt zu einer Anregung der seitlichen Turmschwingung. Der vertikale Anteil F_y(t) regt im Prinzip Schwingungen des Turmes 102 in vertikaler Richtung an. Da der Turm 102 in dieser Richtung sehr steif ist, kann aus dieser Anregung kein sinnvolles Messsignal abgeleitet werden.

Die Schwingung des Turmes 102 in seitlicher Richtung wird durch die

Differentialgleichung

2 1

x + IDcox + w_Qx =— F (t)

M beschrieben. Dabei beschreibt D den Dämpfungsgrad (Lehrsche Dämpfung) und co_Q die 1 . Eigenfrequenz des Turms 102. M ist die Summe der Massen von Turmkopf, Gondel 104 und modaler Masse der 1 . Eigenmode des Turms 102. F_x(t) wirkt als äußere Kraft durch die Unwucht auf das schwingungsfähige System ein und regt es zur Schwingung an.

Im Laplacebereich ergibt sich

X(s) = G'(s)F_x (s) mit

GW - ^{1 M}

s + 2Dco_ns + ωί Die Messgröße y ist aber die Turmkopfbeschleunigung y = x . Im Laplacebereich ergibt sich Y(s) = G(s) F_x(s) mit

Für Betrag und Phase der Übertragungsfunktion G(s) in Abhängigkeit der

Anregungsfrequenz ω ergibt sich durch Einsetzen von s = jco

, . - 2ϋωω_η

φ(](θ) = π + arctan - ω - ω

Die Unwucht wird ausgeglichen durch eine theoretische Wuchtmasse m und einen Radius oder eine Position r der Wuchtmasse m. Dies wird erzielt durch eine

Wuchtmasse m1 , m2, m3 je Rotorblatt 108a, 108b, 108c an einer Position r1 , r2, r3 der jeweiligen Wuchtmasse m1 , m2, m3. Die Vorrichtung 1 10 ist in einem Ausführungsbeispiel ausgebildet, eine Unwucht eines Rotors 106 einer Windkraftanlage 100 zu messen. Eine von einem Sensor 1 12 gemessene Beschleunigung y = x des Turmkopfes oder der Gondel 104 wird dabei mit einer Rotorposition cot oder Drehposition Ω korreliert.

In einem Ausführungsbeispiel ist, wie in Fig. 1 dargestellt, ein Beschleunigungssensor 1 12 an der Rotornabe 1 14 angeordnet, um sowohl die laterale Schwingung an der Rotornabe 1 14, die bis auf Torsionsanteile der lateralen Schwingung des Turmkopfes entspricht, als auch die Drehposition Ω zu messen. Der Beschleunigungssensor 1 12 ist ausgebildet, den Beschleunigungsverlauf 1 18 bereitzustellen.

Fig. 2 zeigt ein Blockschaltbild einer Vorrichtung 1 10 zum Überwachen einer

Windenergieanlage gemäß einem Ausführungsbeispiel der vorliegenden Erfindung. Bei der Vorrichtung 1 10 kann es sich um ein Ausführungsbeispiel einer in Fig. 1 gezeigten Vorrichtung 1 10 zum Überwachen einer Windenergieanlage 100 handeln. Als einen Aspekt schafft die Vorrichtung 1 10 eine Bestimmung einer Massenunwucht eines Rotors der Windenergieanlage. Die Vorrichtung 1 10 umfasst eine Schnittstelle 230 zum Einlesen eines Beschleunigungsverlaufs 1 18, der eine Turmkopfbeschleunigung der Windenergieanlage über die Zeit repräsentiert. Weiterhin umfasst die Vorrichtung 1 10 eine Einrichtung 232 zum Ermitteln einer eine Unwucht der Windenergieanlage repräsentierenden Unwuchtinformation 120. Die Einrichtung 232 zum Ermitteln der Unwuchtinformation 120 ist ausgebildet, die Unwuchtinformation 120 unter

Verwendung des Beschleunigungsverlaufs 1 18 zu ermitteln, um die

Windenergieanlage zu überwachen. Dazu kann eine Verarbeitungsvorschrift angewandt werden.

In einem Ausführungsbeispiel ist die Schnittstelle 230 zum Einlesen ausgebildet, ein dem Beschleunigungsverlauf 1 18 zugeordneten Drehpositionsverlauf 234 einzulesen. Dabei ist die Einrichtung 232 zum Ermitteln ausgebildet, die Unwuchtinformation 120 zusätzlich unter Verwendung des Drehpositionsverlaufs 234 zu ermitteln. Der

Drehpositionsverlauf 234 repräsentiert dabei eine Drehposition Ω des Rotors der Windenergieanlage über die Zeit. In einem Ausführungsbeispiel ist die Einrichtung 232 zum Ermitteln ausgebildet, als Unwuchtinformation 120 eine zum Ausgleichen der Unwucht geeignete Wuchtmasse m1 , m2, m3 je Rotorblatt und/oder eine Position r1 , r2, r3 der Wuchtmasse m1 , m2, m3 je Rotorblatt zu ermitteln.

In einem Ausführungsbeispiel ist die Schnittstelle 230 zum Einlesen ausgebildet, eine Drehzahl ω des Rotors einzulesen. Dabei ist die Einrichtung 232 zum Ermitteln ausgebildet, die Unwuchtinformation 120 zusätzlich unter Verwendung der Drehzahl ω zu ermitteln.

In einem Ausführungsbeispiel umfasst die Vorrichtung 1 10 eine optionale Einrichtung 236 zum Mitteln. Die Einrichtung 236 zum Mitteln ist ausgebildet, die

Unwuchtinformation 120 über eine Vielzahl von Rotorumdrehungen zu mittein und als gemittelte Unwuchtinformation bereitzustellen.

Ferner umfasst die Vorrichtung 1 10 in einem Ausführungsbeispiel eine optionale Einrichtung 238 zum Warnen, die ausgebildet ist ein Warnsignal 240 bereitzustellen, wenn die Unwuchtinformation 120 einen vorab definierten Schwellwert 242 übersteigt. Im Folgenden wird ein Ausführungsbeispiel einer Verarbeitungsvorschrift zum Ermitteln der Unwuchtinformation 120 bzw. zur Bestimmung der Massenunwucht des Rotors detailliert beschrieben:

Es wird kontinuierlich die seitliche Turmkopfbeschleunigung y = x , die Drehzahl ω und die Drehposition Ω des Rotors gemessen. Liegen Messdaten für eine

Rotorumdrehung vor, so wird die seitliche Turmkopfbeschleunigung y = x über die

Drehposition Ω in eine Fourierreihe entwickelt und die Koeffizienten Ci und Si der Fourierreihe bestimmt.

Auf eine Aufzeichnung der Messwerte y, Ω und den dafür erforderlichen Speicherplatz kann verzichtet werden, wenn die Integrale online berechnet werden. Dabei wird die Einhaltung der Grenzen der Integrale sichergestellt. Die Koeffizienten c-ι, s-ι werden für viele (beispielsweise 100) Rotorumdrehungen berechnet und anschließend gemittelt.

Es lässt sich nun die Amplitude A und die Phase φ des Anteils der seitlichen

Turmkopfbeschleunigung y = x berechnen, der durch die Unwucht angeregt wird.

φ = arctan—

Der drehfrequente Schwingungsanteil wird dann durch

beschrieben. Da die Anregung ^ (t) = mr^■ ω¹ &ϊη(ωΐ + γ) aber durch einen

phasenverschobenen Sinus beschrieben ist, wird folgende Form verwendet

π s,

φ = arctan—

2 c_l

sodass y_lp = A^■ cos(cot + φ) gilt. Die berechnete Amplitude A und Phase φ berechnet sich aus der Anregung durch

φ = q>(j(o) + γ . Durch Einsetzen der Gleichungen von oben lässt sich bei bekannter Drehzahl Rotors nun die Position γ und der Betrag mr der Unwucht bestimmen.

. - 2Dcoco,

γ = φ - π - arctan

ω

Anschließend kann für jedes Blatt die vorhandene Unwucht (mr)-i, (mr)₂, (mr)₃ berechnet werden.

Die letzte Zeile erzwingt, dass die Summe aller Unwuchten Null ergibt. Dadurch haben die drei Werte sowohl negative als auch positive Vorzeichen.

Da normalerweise an den Blättern keine Masse entfernt werden kann, berechnen sich die notwendigen Wuchtmassen wie folgt

offset = max( (mr)_!, (mr)₂, (mr)₃ ) erstes Rotorblatt: -(mr)_! + offset

zweites Rotorblatt: -(mr)₂ + offset

drittes Rotorblatt: -(mr)₃ + offset

Welche Masse m-i, m₂, m₃ montiert wird, hängt davon ab, in welchem Abstand n, r₂, r₃ von der Rotationsachse diese angebracht wird.

Die vorgeschlagene Verarbeitungsvorschrift kann kontinuierlich betrieben werden. Überschreitet die Unwucht des Rotors eine Warnschwelle, so wird dem Betreiber mitgeteilt, dass ein Wuchten des Rotors erforderlich ist. Gleichzeitig kann die erforderliche Wuchtmasse mit an den Betreiber gemeldet werden. Wird eine

Fehlerschwelle überschritten, so kann die Anlage stillgesetzt werden, um Schäden am Triebstrang zu vermeiden. Die vorgeschlagene Verarbeitungsvorschrift nutzt in einem Ausführungsbeispiel als Messdaten die seitliche Turmkopfbeschleunigung y = x über die Zeit, die als

Beschleunigungsverlauf 1 18 bereitgestellt wird, und die Drehposition Ω des Rotors. Die Drehposition kann als Drehpositionsverlauf 234 bereitgestellt werden oder aus dem Beschleunigungsverlauf 1 18 bestimmt werden. Als Ausgabegröße wird die Unwucht des Rotors bzw. die erforderlichen Wuchtmassen m-i , m₂, m₃ bestimmt.

Die beschriebene Unwuchterkennung kann als rotorbasierte Funktion in ein

Rotorüberwachungssystem integriert werden. Fig. 3 zeigt ein Ablaufdiagramm eines Verfahrens 350 zum Überwachen einer

Windenergieanlage gemäß einem Ausführungsbeispiel der vorliegenden Erfindung. Bei der Windenergieanlage kann es sich um ein Ausführungsbeispiel einer in Fig. 1 gezeigten Windenergieanlage 100 handeln. Eine Variante des Verfahrens 350 kann auf einem Ausführungsbeispiel der in Fig. 1 und Fig. 2 beschriebenen Vorrichtung 1 10 zum Überwachen der Windenergieanlage ausgeführt werden. Es wird hiermit ein Verfahren 350 zur kostengünstigen, kontinuierlichen Unwuchtüberwachung

bereitgestellt. Dabei kann auf bestehende Sensorik zurückgegriffen werden.

Das Verfahren 350 umfasst zumindest einen Schritt 352 des Einlesens eines

Beschleunigungsverlaufs sowie einen Schritt 354 des Ermitteins einer eine Unwucht der Windenergieanlage repräsentierenden Unwuchtinformation unter Verwendung des Beschleunigungsverlaufs, um die Windenergieanlage zu überwachen.

In optionalen Ausführungsbeispielen umfasst das Verfahren 350 weiterhin einen optionalen Schritt 356 des Mitteins und ergänzend oder alternativ einen optionalen Schritt 358 des Warnens. Im optionalen Schritt 356 des Mitteins wird die

Unwuchtinformation über eine Vielzahl von Rotorumdrehungen gemittelt. In einem nicht dargestellten Ausführungsbeispiel ist der Schritt 356 des Mitteins als ein

Teilschritt in den Schritt 354 des Ermitteins integriert. In dem optionalen Schritt 358 des Warnens wird ein Warnsignal bereitgestellt, wenn die Unwuchtinformation einen vorab definierten Schwellwert übersteigt.

Die gezeigten Ausführungsbeispiele sind nur beispielhaft gewählt und können miteinander kombiniert werden.

Bezuqszeichenliste 100 Windenergieanlage

102 Turm

104 Gondel

106 Rotor

108a erstes Rotorblatt

108b zweites Rotorblatt

108c drittes Rotorblatt

1 10 Vorrichtung zum Überwachen

1 12 Beschleunigungssensor

1 14 Rotornabe

1 16 Rotorachse

1 18 Beschleunigungssignal, Beschleunigungsverlauf

120 Unwuchtinformation

ω Kreisfrequenz, Drehzahl

cot , Ω Drehposition

γ Winkel der Unwucht

y = x seitliche Turmkopfbeschleunigung

M Summe der Massen

F Zentrifugalkraft

D Dämpfungsgrad (Lehrsche Dämpfung) m Wuchtmasse

m1 , m2, m3 Wuchtmasse je Rotorblatt

r Radius / Position der Wuchtmasse

r1 , r2, r3 Radius / Position der Wuchtmasse je Rotorblatt 230 Schnittstelle zum Einlesen

232 Einrichtung zum Ermitteln

234 Drehpositionsverlauf

236 Einrichtung zum Mitteln 238 Einrichtung zum Warnen 240 Warnsignal

242 Schwellwert

350 Verfahren zum Überwachen 352 Schritt des Einlesens 354 Schritt des Ermitteins 356 Schritt des Mitteins

358 Schritt des Warnens

Claims

Ansprüche

Verfahren (350) zum Überwachen einer Windenergieanlage (100), die einen Rotor (106) mit zumindest zwei Rotorblättern (108a, 108b, 108c) sowie zumindest einen Beschleunigungssensor (1 12) zum Bereitstellen eines

Beschleunigungsverlauf (1 18) aufweist, wobei das Verfahren (350) die folgenden Schritte aufweist:

Einlesen (352) des Beschleunigungsverlaufs (1 18), der eine

Turmkopfbeschleunigung der Windenergieanlage (100) über die Zeit repräsentiert; und

Ermitteln (354) einer eine Unwucht der Windenergieanlage (100)

repräsentierenden Unwuchtinformation (120) unter Verwendung des

Beschleunigungsverlaufs (1 18), um die Windenergieanlage (100) zu

überwachen.

Verfahren (350) gemäß Anspruch 1 , bei dem der Beschleunigungsverlauf (1 18) ein Signal eines 2D-Beschleunigungssensors (1 12) und/oder eines SD- Beschleunigungssensors (1 12) repräsentiert.

Verfahren (350) gemäß einem der vorangegangenen Ansprüche, bei dem der Beschleunigungsverlauf (1 18) ein Signal eines in der Rotornabe (1 14) angeordneten Sensors (1 12) repräsentiert.

Verfahren gemäß Anspruch 3, bei dem im Schritt (352) des Einlesens der Beschleunigungsverlauf (1 18) über eine Schnittstelle zu dem in der Rotornabe (1 14) angeordneten Sensor (1 12) eingelesen wird, im Schritt (354) des

Ermitteins eine laterale Schwingung an der Rotornabe (1 14) sowie eine

Drehposition des Rotors (106) aus dem Beschleunigungsverlauf (1 18) bestimmt wird und die Unwuchtinformation (120) unter Verwendung der lateralen

Schwingung an der Rotornabe (1 14) und der Drehposition des Rotors (106) ermittelt wird. Verfahren (350) gemäß einem der vorangegangenen Ansprüche, bei dem im Schritt (354) des Ermitteins ein dem Beschleunigungsverlauf (1 18)

zugeordneter Drehpositionsverlauf (234) aus dem Beschleunigungsverlauf (1 18) bestimmt wird und im Schritt (354) des Ermitteins die Unwuchtinformation (120) unter Verwendung des Drehpositionsverlaufs (234) ermittelt wird, wobei der Drehpositionsverlauf (234) eine Drehposition ( Ω ) des Rotors (106) der Windenergieanlage (100) über die Zeit repräsentiert.

Verfahren (350) gemäß einem der vorangegangenen Ansprüche, bei dem im Schritt (354) des Ermitteins eine zum Ausgleichen der Unwucht geeignete Wuchtmasse (m1 , m2, m3) je Rotorblatt (108a, 108b, 108c) und/oder eine Position (r1 , r2, r3) der Wuchtmasse (m1 , m2, m3) je Rotorblatt (108a, 108b, 108c) unter Verwendung des Beschleunigungsverlaufs (1 18) und/oder des Drehpositionsverlaufs (234) als Unwuchtinformation (120) ermittelt wird.

Verfahren (350) gemäß einem der vorangegangenen Ansprüche, bei dem im Schritt (352) des Einlesens eine Drehzahl ( ω ) des Rotors (106) eingelesen wird und im Schritt (354) des Ermitteins die Unwuchtinformation (120) unter Verwendung der Drehzahl ( ω ) ermittelt wird.

Verfahren (350) gemäß einem der vorangegangenen Ansprüche, mit einem Schritt (356) des Mitteins, wobei die Unwuchtinformation (120) über eine Vielzahl von Rotorumdrehungen gemittelt wird.

Verfahren (350) gemäß einem der vorangegangenen Ansprüche, mit einem Schritt (358) des Bereitstellens eines Warnsignals (240), wenn die

Unwuchtinformation (120) einen vorabdefinierten Schwellwert (242) übersteigt.

Vorrichtung (1 10) zum Überwachen einer Windenergieanlage (100), wobei die Vorrichtung (1 10) Einrichtungen zum Ausführen eines Verfahrens (350) gemäß einem der vorangegangenen Ansprüche umfasst. Vorrichtung (1 10) gemäß Anspruch 10, mit zumindest einem 2D- Beschleunigungssensor (1 12) und/oder einem 3D-Beschleunigungssensor (1 12) zum Bereitstellen des Beschleunigungsverlaufs (1 18), insbesondere wobei der 2D-Beschleunigungssensor (1 12) und/oder der SD- Beschleunigungssensor (1 12) in der Rotornabe (1 14) angeordnet ist.

Windenergieanlage (100) mit einem Turm (102), einer auf dem Turm (102) angeordneten Gondel (104), einem an der Gondel (104) angeordneten Rotor (106) mit einer Mehrzahl Rotorblättern (108a, 108b, 108c) und mit einer Vorrichtung (1 10) gemäß einem der Ansprüche 10 bis 1 1 , wobei die Vorrichtung (1 10) in die Windenergieanlage (100) integriert ist.

Computerprogramm, das dazu eingerichtet ist, alle Schritte eines Verfahrens (350) gemäß einem der vorangegangenen Ansprüche durchzuführen.

Maschinenlesbares Speichermedium mit einem darauf gespeicherten

Computerprogramm nach Anspruch 13.