WO2017198481A1 - Verfahren zum bestimmen einer schwingung eines windenergieanlagenturms - Google Patents

Verfahren zum bestimmen einer schwingung eines windenergieanlagenturms Download PDF

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Samer Mtauweg
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    • Y02E10/70—Wind energy
    • Y02E10/728—Onshore wind turbines

Definitions

  • the present invention relates to a method for determining a vibration of a tower of a wind turbine, a corresponding measuring device and a wind turbine with such a measuring device.
  • wind loads act mainly on the rotor blades of a rotor.
  • the loads are directed by the rotor via a connection to the machine housing or the nacelle in a tower or mast of the wind turbine.
  • nacelle is used synonymously for machine housing.
  • the vibration of the nacelle with the tower can be understood mechanically as a vibrating mass point on a firmly clamped beam. Vibrations per se are usually described by the frequency of vibration.
  • a natural frequency describes a system property.
  • the eigenfrequency of a mechanical vibrator includes a natural mode that reflects the deformation of the body during oscillation associated with the natural frequency.
  • natural frequencies occur in pairs, so that, for example, the first and second natural frequencies are substantially identical, at least similar, and the third and fourth natural frequencies are substantially identical or similar.
  • the first natural frequency is associated with a first axial natural vibration mode and the second natural frequency is associated with a first lateral natural vibration mode, wherein axially or laterally refers to the rotor axis in the nacelle.
  • the third natural frequency is associated with a second axial natural vibration waveform and the fourth natural frequency is associated with a second lateral natural vibration waveform.
  • the lateral natural vibration modes are shifted by 90 ° to the corresponding first axial natural vibration modes.
  • the natural vibration modes, eigenmodes, vibration modes or vibration modes are also referred to as eigenmodes and these terms are used interchangeably in this application.
  • Such a differential equation has a mass element consisting of mass and acceleration vector, an attenuation element consisting of attenuation matrix and velocity vector and a stiffness element consisting of stiffness matrix and motion vector, which, summed up, correspond to the exciter force.
  • the exciter force can be determined, whereby then the load on the tower can be determined.
  • At least one acceleration sensor for determining an acceleration and / or a position sensor for determining a deflection in the region of the nacelle are usually arranged. This can also determine a speed of the nacelle movement. From this an equation of motion of the tower in the area of the nacelle can be derived. From this, a tower's natural frequency of the tower can be determined. From the equation of motion in the area of the nacelle, in turn, it is possible to determine loads that act on the tower due to the vibration.
  • the first and thus also the second natural frequency and at least the first natural oscillating shape of the tower oscillation in the axial direction can be determined with sufficient accuracy, which is shown as state of the art in FIG.
  • the largest deflection occurs in the head area of the tower on the nacelle.
  • higher natural vibration modes can exert a load on the tower.
  • Higher natural vibration modes such as, for example, a second axial natural mode and a second lateral mode, usually have a maximum deflection not on the nacelle, but rather in the upper third to fifth or lower third of the tower, which can also stress the system and negative influences can have the life of the plant.
  • a detection of such second axial and second lateral tower eigenschwingformen to which the third and fourth natural frequency belongs is hardly possible in operation with the known sensors in the nacelle.
  • the German Patent and Trademark Office has in the priority application for the present application the following state of the art research: DE 101 13 038 A1, DE 196 41 035 A1, DE 10 201 1 01 1 392 A1 and US 2007/0182162 A1.
  • the present invention is therefore based on the object to address at least one of the above-mentioned problems.
  • a solution is to be proposed which facilitates monitoring of tower vibrations.
  • At least an alternative solution to previous proposals should be proposed.
  • the method according to the invention for determining an oscillation of a tower of a wind energy installation comprises the steps of recording a movement of at least one marker arranged on the tower by means of a measuring transducer. Determining at least one amount of vibration describing the vibration from the sensed motion, wherein the sensing of the motion is such as to detect movement of the marker relative to the sensor.
  • at least one marker is arranged on the tower of the wind energy plant, which can be referred to here synonymously as a marking element.
  • the one or more markers in particular one or more arranged on the tower plate or plates, moves with the tower with when the tower is caused by acting on the wind turbine loads vibrate. The movement of the marker is recorded by means of the sensor.
  • the sensor remains at rest or moves itself only insignificantly, so that any movement of the sensor is negligible.
  • the marker thus moves relative to the sensor. From the relative movement of the marker relative to the sensor, a vibration quantity is determined.
  • the oscillation variable may be, for example, the frequency of the oscillation and / or in particular the amplitude or the deflection of the marker from its rest position.
  • the vibration acceleration and / or the vibration velocity and the damping of the tower can be determined.
  • the attenuation can be positive or negative.
  • a positive damping the vibration amplitudes decrease after the excitation and the system is stable.
  • a negative damping causes an unstable system in which the vibration amplitudes increase after the excitation.
  • the above sizes are for the solution of the movement of the tower descriptive differential equation necessary.
  • the determination of the vibration quantity takes place, for example, via a fast Fourier transformation or an order analysis.
  • a horizontal movement of the marker is recorded.
  • a horizontal movement of the marker is directed substantially transverse to a vertical axis of the tower of the wind turbine. Consequently, transversal vibrations of the tower are recorded. Therefore, the recording of the movement of the marker is free from effects that act in the direction of the vertical axis of the tower.
  • Such transverse movements in the tower create a bending or compressive load in the tower. Therefore, a load on the tower can be derived from the horizontal or transverse movements of the marker.
  • the at least one marker or a marker thereof is arranged in a region on the tower, in which a maximum deflection of a second natural oscillation shape of the oscillation to be determined is to be expected and / or the marker in a lower third of the tower or is placed in an upper third of the tower and / or in an upper fifth of the tower.
  • the deflection is particularly large in the upper fifth, if the investigated tower is a hybrid tower, which is formed in the lower part as a concrete tower and in the upper part as a steel tower.
  • the marker should not be located in the tower head, especially not in the nacelle, but at least 10% below the tower head.
  • the second natural oscillation of the vibration of a tower of a wind turbine is characterized by the formation of a vibration in the region of the lower third or an upper third or an upper fifth of the tower.
  • These areas of the tower have a large deflection in the second natural oscillation shape, be it axial or lateral, so that the movement can be well grasped here.
  • the knowledge of the deflection is important for the determination of the loads acting on the tower and thus for the lifetime estimation.
  • the position can be determined from empirical values or from simulations based on a model of finite elements. An analytical calculation is also possible.
  • a position can be selected at which a large deflection of the third natural vibration mode is to be expected.
  • the third natural mode and fifth and sixth natural frequency can be well determined.
  • a position for arranging a mark on which the second and third natural modes have a large deflection there is a transition range between a maximum of both natural modes. Such a transition region may be particularly between a tower center and an upper or lower third of the tower.
  • the senor is arranged in a head or foot region of the tower. It has been shown that the movement of the marker can be detected particularly well from these areas.
  • the senor detects a direction in which the marker is located in relation to the sensor and the movement of the marker is determined from a change in the detected direction. This can be achieved in particular by the fact that the sensor is tracked to the marker.
  • Another embodiment of the method according to the invention provides that light is emitted by the sensor, which is reflected by the at least one marker to the sensor and received by the sensor.
  • This allows contactless recording of the movement of the marker.
  • Contactless recording of the movement of the marker by means of light has a high sensitivity of the measurement, since minute changes in the position of the marker can cause a change in the reflection of the light from the marker.
  • This makes it possible to record reliable measurements even with very small movements. Since such a measuring arrangement manages without mechanically movable elements, use of such a measuring arrangement has a long service life.
  • sensors are used which emit a laser beam. This allows a particularly high measurement accuracy can be achieved.
  • the method is characterized in that the marker has a reference pattern and the reference pattern is optically recognized by the sensor, so that movement of the marker is detected by the sensor as movement of the reference pattern, the reference pattern preferably being on or off two-dimensional bar code is formed. The method thus detects this movement of the reference pattern.
  • the movement can also be detected quantitatively.
  • the movement can be quantitatively detected by counting at a focussing point of passing strokes. Between two lines, the position can be detected by changing the brightness. If a two-dimensional barcode is used and it is coded differently in the two directions, that is, if it has, for example, different thicknesses of lines, the measuring sensor can detect the exact direction of movement of the marker over it.
  • the movement of the marker is detected by the sensor via a change in a physical connection between the sensor and the marker.
  • Such a physical connection could be, for example, a traction means stretched between the sensor and the marker, such as a rope, such as in a cable traction sensor.
  • a movement of the marker will lead to a change in a distance between the sensor and marker. Accordingly, the traction means is pulled, which is detected by the sensor.
  • a use of such a measuring arrangement could detect a movement of the marker even if a power supply of the light source of the sensor fails.
  • the oscillation of a second natural oscillation shape and optionally also further natural oscillation modes including a first natural oscillation shape of the oscillation of the tower is determined.
  • superposed natural vibration modes can be determined.
  • the respective axial and lateral natural vibration modes can also overlap.
  • the gondola and the tower swing forward and backward, but at the same time also the tower in itself, to give an illustrative example.
  • the determination and monitoring of only the first natural oscillating shape could lead to the system stressing movements of further natural modes undetected and thus, for example, an overall higher load on the wind turbine, especially the tower, would remain unrecognized.
  • An advantageous development of the method provides that detects a torsional vibration of the tower from the movement of the marker relative to the sensor becomes.
  • a torsion of the tower occurs additional shear stresses arise in the tower, which lead to an additional burden.
  • critical loads arising, for example, from a superposition of shear stresses and transverse stresses can be reliably detected.
  • the movement of the marker can be detected and from this the torsional motion and therefrom the torsional vibration can be determined.
  • a structural load of the wind energy plant is detected from the movement of the marker.
  • at least one natural mode can be determined from the movement of the marker.
  • an external exciter force can be determined with which the wind energy plant or the tower is excited, from which the load of the wind energy plant can be derived, in particular calculated. This also loads the rotor blades or imbalances of the rotor can be determined.
  • u is the detected displacement at the marker.
  • the relevant mass is taken into account as a point-like mass m in the region of the marker.
  • An attenuation is taken into account via the damping constant d and a stiffness over the stiffness constant k.
  • m - ü (t) can be used as a mass element, the term d - ü (t) as
  • Damping member and the term k - u (t) are interpreted as a stiffness member. F err indicates the excitement in it.
  • An embodiment of the method according to the invention provides that when a limit value of the load or a vibration variable is exceeded, the wind energy plant is set up to be put into a safe operating state, in particular that the wind energy plant is switched off or a load or the respective vibration variable reducing Control strategy is activated. If, therefore, a limit value violation is detected, the method is designed to convert the wind energy plant into a safe operating state and, if necessary, to switch off the wind energy plant.
  • a load reducing control strategy suggests operating a pitch angle controller for the rotor blades to influence and to change the angle of attack of the rotor blades to the wind to reduce vibration excitation. In this way the burden could be reduced. Alternatively or additionally, the azimuth angle of the nacelle can be changed. Thus, safety measures can be taken when safety-relevant vibrations occur.
  • a measuring device for determining a vibration of a tower of a wind power plant with a sensor arranged on the tower and at least one marker arranged on the tower is proposed, wherein the measuring device is configured to carry out a method according to at least one embodiment described above.
  • a metrological means is provided which enables a simple consideration of the dynamic behavior of the tower or other wind turbine structure. This will also create a monitoring system for load estimation and regulatory control.
  • the sensor and the at least one marker are arranged on a tower wall.
  • the marker can be designed as a plate extending from the tower wall.
  • the sensor is, for example, arranged above or below the plate on the tower wall, wherein the sensor is aligned with the plate. On the tower wall therefore a visual connection or a physical connection between the marker and the sensor is provided.
  • An embodiment of the measuring device provides that the sensor and the at least one marker are arranged in an interior of the tower or in the center of the tower on an intermediate plate.
  • An arrangement of the components of the measuring device in the tower protects them from the effects of the weather.
  • the arrangement of the marker in the center of the tower on an intermediate plate it is easy to reach, both in the case of maintenance, as well as for the sensor.
  • the marker has a reference pattern.
  • the marker has a marker pattern such as a bar code.
  • An optical tracking of the marking pattern allows its movement to be detected and evaluated.
  • the sensor is not tracked to the marking pattern, but it will be from the sensor Changes in the pattern by its movement with respect to a focusing point on which the sensor optically focused recorded. According to this alternative, the sensor can thus be set up to detect a movement of the marker via a change in the position of the marker and thus of the marking pattern.
  • a wind energy plant is proposed with a tower and a nacelle arranged on the tower, the nacelle having an aerodynamic rotor, further comprising a marker arranged on the tower, a sensor for detecting a movement of the at least one marker, a determining means for determining at least one the vibration descriptive vibration quantity from the recorded motion, wherein the sensor and the at least one marker are prepared to perform the recording of the movement so that a movement of the marker is recorded relative to the sensor.
  • the wind turbine is thus particularly prepared to perform a method according to an embodiment.
  • the sensor and the marker are thereby prepared to perform the recording of the movement so that a movement of the marker is recorded relative to the sensor, that they are arranged spaced from each other. In particular, they have an optical connection to each other, or a tension member that receives the relative movement.
  • the wind turbine is prepared to carry out a method according to one of the embodiments described above.
  • the explanations made above are applicable to the wind turbine.
  • the wind turbine has a measuring device according to at least one embodiment described above.
  • sensors and markers are those of the measuring device, if a measuring device is used.
  • the wind turbine is characterized in that the sensor is arranged in a head or foot area of the tower. It has been shown that natural vibration modes of the second and higher natural frequencies can be recorded there particularly well.
  • the invention thus proposes a solution that can detect deformations, natural frequencies and natural vibration modes of structures of a wind turbine for monitoring the vibrations of the structure.
  • a contactless measuring method is preferably provided.
  • structural load estimates can be extended as part of a load monitoring system.
  • the determined measurement data can be used as inputs for load-reducing control strategies, such as, for example, active tower vibration damping.
  • Fig. 1 shows schematically a wind turbine according to the invention.
  • Fig. 2 shows schematically a swinging motion of the wind turbine in its first natural mode.
  • Fig. 3 shows schematically a swinging motion of the wind turbine in its second natural mode.
  • FIGS. 4a to 4c show different reference patterns of a marker of a measuring device according to the invention.
  • FIG. 1 shows a wind energy plant 100 with a tower 102 and a nacelle 104.
  • a rotor 106 with three rotor blades 108 and a spinner 110 is arranged on the nacelle 104.
  • the rotor 106 is set in rotation by the wind in rotation and thereby drives a generator in the nacelle 104 at.
  • a first natural mode of the wind turbine is shown in Fig. 2.
  • the first natural oscillation shape is characterized by a kind of oscillating movement of the nacelle 104 around a rest position.
  • the nacelle 104 of the wind turbine 100 oscillates substantially from left to right in the direction of the rotor axis.
  • the left side of FIG. 2 shows the wind energy plant 100 in a first maximum deflection
  • the right side shows the wind energy plant 100 in a second maximum deflection.
  • the gondola oscillates back and forth, wherein the tower 102 experiences a bending load.
  • This oscillatory movement can be detected by means of an acceleration measuring sensor 1 12 arranged in the nacelle 104.
  • FIG. 1 A second natural mode of the wind turbine 100 is shown in FIG. In the second natural oscillating shape of the tower 102, the tower 102 essentially swings in the region of the upper fifth and in the region of the lower third, so that the tower 102 deforms wave-shaped or S-shaped and thus in the upper region, in particular in the upper fifth biggest deflections are to be expected. Such a natural mode is difficult to detect with an acceleration sensor 1 12.
  • the wind energy plant 100 is shown only schematically in FIGS. 2 and 3, and for the sake of simplicity, the same reference numerals have been used for similar elements.
  • the wind turbine 100 therefore has a measuring device 120.
  • the measuring device 120 comprises a measuring sensor 122 and at least one marker 124 arranged on the tower 102.
  • wind loads occur at the wind energy plant 100, causing the wind energy plant 100 or the pod 104 and / or the tower 102 to oscillate.
  • the sensor 122 and the marker 124 move relative to each other.
  • the sensor 122 receives the movement of the marker 124. From the recorded motion a vibration magnitude is determined, which describes the vibration.
  • a variable describing the vibration may be a frequency and / or a displacement. From these quantities, a vibration velocity and / or a vibration acceleration and / or a damping of the system is determined.
  • the marker 124 is arranged on a tower wall of the tower 102. As described, in the second natural vibration mode, the deflection in an upper portion of the tower 102 is greatest. In this area of the tower 102, where the largest deflection is expected in the second natural vibration mode, the marker 124 is arranged.
  • the sensor 122 is arranged in a foot region of the tower 102 in the embodiment shown in FIG.
  • the sensor 122 detects a direction in which the marker 124 is located with respect to the sensor 122, indicated by the connection line 126 between sensor 122 and marker 124. Accordingly, it is also possible to arrange the sensor 122, for example, in a head region of the tower 102. The sensor 122 would then be placed above the marker 124. It is provided, as indicated in Fig. 3, that the marker 124 is formed as a plate.
  • the plate and the sensor 122 are, for example, arranged inside the tower 102.
  • the plate and the sensor are each arranged on the tower wall or at least connected to the tower wall. Alternatively, the plate and the sensor 122 can also be arranged on an intermediate plate in each case in the center of the tower.
  • the movement of the marker 124 is then determined from a change in the detected direction.
  • the marker 124 is deflected to the right.
  • the right half of Fig. 3 shows the wind turbine 10 with a deflected to the left marker 124.
  • the area of the tower 102, in which the sensor 122 is arranged does not oscillate substantially in the second natural mode and remains largely undeflected. This results in a change in the direction of the marker 124 with respect to the sensor 122. From this change in the direction in which the marker 124 is located with respect to the sensor 122, the movement of the marker 124 is determined.
  • Typical vibration paths or deflections for the second natural frequency are a few centimeters up to 0.5 meters. The measuring device 120 must therefore be designed to detect such vibration paths.
  • the movement of the marker 124 is contactlessly received by the sensor 122. It is important in the contactless detection of the movement of the marker that a free line of sight between sensor 122 and marker 124 is present.
  • the sensor 122 has a device for emitting light, such as a laser. The light emitted by the sensor 122 is reflected by the marker 124 and received by the sensor 122. If the marker 124 moves out of its rest position, the sensor 122 traces the laser beam to the marker 124. The laser beam thus changes its orientation. The movement of the marker 124 is then determined from the runtime variables.
  • the movement of the marker 124 could also be coupled to the sensor 122 by a cable pull. This would require a physical connection between marker 124 and Sensor 122 are produced, which is not shown in Figure 3. A movement of the marker 124 would then cause a change in length of the rope, or other traction means, which could be detected, for example, via an incremental encoder of the sensor 122. It is provided that the marker 124 has a reference pattern 128, 130 (FIG. 4). The sensor 122 observes the reference pattern 128, 130 and determines the movement of the marker from the change of the observed reference pattern 128, 130.
  • a vibration quantity is now determined which describes the second natural vibration shape of the vibration of the tower 102. If necessary, further natural vibration modes can be determined from the oscillation variable determined in this way. Furthermore, loads on the wind turbine 100 can be calculated with knowledge of the vibration. From the movement of the marker can be calculated directly structural loads of the wind turbine 100. With the help of the measuring device can be both transverse vibrations, both in the axial and in the lateral direction as well as torsional vibrations of the tower detect. In the case of a torsional vibration, the tower essentially ters around its vertical axis, as a result of which shear stresses in the tower and possibly also normal stresses in the direction of the tower vertical axis arise.
  • FIG. 4a shows a reference pattern 128 for the marker 124 for a rectangular or round plate as a marker 124.
  • the reference pattern has vertical and horizontal lines which are arranged crosswise one above the other.
  • the sensor 122 can determine which direction the marker 124 is moving or in which directions it is oscillating.
  • the lines are arranged at regular intervals. The distance between two lines represents an increment of a displacement of the marker 124.
  • vibrations can also be detected whose center of oscillation is not exactly in the center of the tower. For example.
  • the tower could oscillate forwards / backwards and laterally, ie left / right, so that a resulting direction of the oscillatory movement does not pass through the center of the tower.
  • This type of reference pattern 128 is preferably used when the marker 124 is disposed on the tower wall.
  • FIG. 4b shows another reference pattern 130 for the marker 124.
  • the reference pattern 130 has a plurality of concentric lines that are spaced at regular intervals are arranged to each other. This type of reference pattern 130 is preferably used when the marker 124 is mounted in the center of the tower.
  • the reference pattern 132 may also have a color gradient, as indicated in Fig. 4c. About a color meter, the exact deflection of the marker 124 can then be determined.
  • the gradient is arbitrary and could, for example, from the center of light to dark.
  • the gradient could also include several colors.
  • the reference patterns are alternatively arranged on the outside of the tower, for example. With a paint on the tower outer wall. From a window of the nacelle is observed by a sensor, the migratory reference pattern and determined from the movement as described a vibration of the tower.

Abstract

Die vorliegende Erfindung betrifft ein Verfahren zum Bestimmen einer Schwingung eines Turms einer Windenergieanlage, umfassend die Schritte Aufnehmen einer Bewegung wenigstens eines an dem Turm angeordneten Markers mittels eines Messaufnehmers, Bestimmen wenigstens einer die Schwingung beschreibenden Schwingungsgröße aus der aufgenommenen Bewegung, wobei das Aufnehmen der Bewegung so erfolgt, dass eine Bewegung des Markers relativ zu dem Messaufnehmer aufgenommen wird. Des Weiteren betrifft die Erfindung eine entsprechende Messeinrichtung sowie eine entspre- chende Windenergieanlage.

Description

Verfahren zum Bestimmen einer Schwingung eines Windenergieanlagenturms
Die vorliegende Erfindung betrifft ein Verfahren zum Bestimmen einer Schwingung eines Turms einer Windenergieanlage, eine entsprechende Messeinrichtung sowie eine Windenergieanlage mit einer solchen Messeinrichtung.
Während des Betriebs einer Windenergieanlage wirken Windlasten hauptsächlich auf die Rotorblätter eines Rotors. Die Lasten werden vom Rotor über eine Anbindung an das Maschinengehäuse oder die Gondel in einen Turm oder Mast der Windenergieanlage geleitet. Nachfolgend wird der Begriff Gondel synonym für Maschinengehäuse verwendet.
Darüber hinaus wirken durch den Wind auch Lasten direkt auf den Turm und die Gondel. Die Summe der auf die Windenergieanlage wirkenden Lasten führt zu Verschiebungen der Windenergieanlage, wobei der Turm insbesondere im Bereich der Gondel schwingt bzw. dort eine hohe Schwingamplitude aufweisen kann.
Die Schwingung der Gondel mit dem Turm kann mechanisch als schwingender Massepunkt auf einem fest eingespannten Balken verstanden werden. Schwingungen an sich werden üblicherweise mit der Schwingungsgröße Frequenz beschrieben. Mit einer Eigenfrequenz wird eine Systemeigenschaft beschrieben. Zu der Eigenfrequenz eines mechanischen Schwingers gehört eine Eigenschwingform, die die zu der Eigenfrequenz gehörende Verformung des Körpers während der Schwingung wiedergibt. Üblicherweise treten Eigenfrequenzen paarweise auf, so dass bspw. die erste und zweite Eigenfrequenz im Wesentlichen identisch, zumindest ähnlich sind und die dritte und vierte Eigenfrequenz im Wesentlichen identisch oder ähnlich sind. Dabei ist häufig der ersten Eigenfrequenz eine erste axiale Eigenschwingform zugeordnet und der zweiten Eigenfrequenz ist eine erste laterale Eigenschwingform zugeordnet, wobei sich axial bzw. lateral auf die Rotorachse in der Gondel bezieht. Entsprechend ist der dritten Eigenfrequenz eine zweite axiale Eigenschwingform zugeordnet und der vierten Eigenfrequenz ist eine zweite laterale Eigenschwingform zugeordnet. Die lateralen Eigenschwingformen sind dabei um 90° zu den entsprechenden ersten axialen Eigenschwingformen verschoben. Die Eigenschwingformen, Eigenformen, Schwingungsformen oder Schwingformen werden auch als Eigenmoden bezeichnet und diese Begriffe werden in dieser Anmeldung synonym verwendet.
Darüber hinaus sind zur Beschreibung von Schwingungen die Auslenkung bzw. die Amplitude von Bedeutung. Die Bewegung eines solchen Schwingers kann mathematisch mit Hilfe von Differentialgleichungen beschrieben werden. Eine solche Differentialgleichung weist ein Masse-Glied bestehend aus Masse und Beschleunigungsvektor, ein Dämpfungs-Glied bestehend aus Dämpfungsmatrix und Geschwindigkeitsvektor und ein Steifigkeits-Glied bestehend aus Steifigkeitsmatrix und Bewegungsvektor auf, die auf- summiert der Erregerkraft entsprechen. Mit Hilfe der Beschleunigung, der Geschwindigkeit und der Auslenkung eines Punktes sowie Eigenschaften des Systems, kann somit die Erregerkraft bestimmt werden, wodurch sich dann die Belastung auf den Turm ermitteln lässt.
Zum Erfassen der Schwingung des Turmes im Bereich der Gondel, was vereinfachend auch als Schwingung der Gondel bezeichnet werden kann, werden in der Regel wenigstens ein Beschleunigungssensor zum Ermitteln einer Beschleunigung und/oder ein Lagesensor zum Ermitteln einer Auslenkung im Bereich der Gondel angeordnet. Damit lässt sich auch eine Geschwindigkeit der Gondelbewegung ermitteln. Daraus ist eine Bewegungsgleichung des Turmes im Bereich der Gondel ableitbar. Daraus lässt sich auch eine Turmeigenfrequenz des Turms bestimmen. Aus der Bewegungsgleichung im Bereich der Gondel lassen sich wiederum Belastungen bestimmen, die aufgrund der Schwingung auf den Turm wirken. Auf diese Weise lässt sich hinreichend genau die erste und damit auch die zweite Eigenfrequenz und zumindest die erste Eigenschwingform der Turmschwingung in axialer Richtung ermitteln, die als Stand der Technik in Figur 2 dargestellt ist. Die größte Auslenkung tritt dabei im Kopfbereich des Turms an der Gondel auf.
Im Turm können jedoch auch höhere Eigenschwingformen eine Belastung auf den Turm ausüben. Höhere Eigenschwingformen, wie bspw. eine zweite axiale Eigenschwingform und eine zweite laterale Eigenschwingform, weisen eine größte Auslenkung meist nicht an der Gondel, sondern eher im oberen Drittel bis Fünftel oder unteren Drittel des Turmes auf, die ebenfalls die Anlage belasten können und negative Einflüsse auf die Lebensdauer der Anlage haben können. Ein Erfassen solcher zweiten axialen und zweiten lateralen Turmeigenschwingformen zu der die dritte und vierte Eigenfrequenz gehört ist im Betrieb mit den bekannten Messaufnehmern in der Gondel kaum möglich. Das Deutsche Patent- und Markenamt hat in der Prioritätsanmeldung zu vorliegender Anmeldung folgenden Stand der Technik recherchiert: DE 101 13 038 A1 , DE 196 41 035 A1 , DE 10 201 1 01 1 392 A1 und US 2007/0182162 A1.
Der vorliegenden Erfindung liegt somit die Aufgabe zugrunde, zumindest eins der oben genannten Probleme zu adressieren. Insbesondere soll eine Lösung vorgeschlagen werden, die ein Überwachen von Turmschwingungen erleichtert. Zumindest soll zu bisherigen Vorschlägen eine alternative Lösung vorgeschlagen werden.
Es wird daher ein Verfahren gemäß Anspruch 1 vorgeschlagen.
Das erfindungsgemäße Verfahren zum Bestimmen einer Schwingung eines Turms einer Windenergieanlage umfasst die Schritte Aufnehmen einer Bewegung wenigstens eines an dem Turm angeordneten Markers mittels eines Messaufnehmers. Bestimmen wenigstens einer die Schwingung beschreibenden Schwingungsgröße aus der aufgenommenen Bewegung, wobei das Aufnehmen der Bewegung so erfolgt, dass eine Bewegung des Markers relativ zu dem Messaufnehmer aufgenommen wird. Demnach ist an dem Turm der Windenergieanlage wenigstens ein Marker angeordnet, der hier synonym auch als Markierungselement bezeichnet werden kann. Der oder die Marker, insbesondere eine oder mehrere an dem Turm angeordnete Platte bzw. Platten, bewegt sich mit dem Turm mit, wenn der Turm durch auf die Windenergieanlage wirkende Lasten in Schwingung versetzt wird. Die Bewegung des Markers wird mittels des Messaufnehmers aufgenommen. Der Messaufnehmer bleibt dabei in Ruhe oder bewegt sich selber nur unwesentlich, so dass eine etwaige Bewegung des Messaufnehmers vernachlässigbar ist. Der Marker bewegt sich also relativ zu dem Messaufnehmer. Aus der Relativbewegung des Markers gegenüber dem Messaufnehmer wird eine Schwingungsgröße bestimmt. Die Schwingungsgröße kann dabei bspw. die Frequenz der Schwingung und/oder insbesondere die Amplitude bzw. die Auslenkung des Markers aus seiner Ruhelage sein.
Mit diesen Größen können auch die Schwingbeschleunigung und/oder die Schwinggeschwindigkeit sowie die Dämpfung des Turms bestimmt werden. Die Dämpfung kann dabei positiv oder negativ sein. Bei einer positiven Dämpfung verringern sich die Schwin- gungsamplituden nach der Anregung, das System ist stabil. Eine negative Dämpfung bewirkt ein instabiles System, bei dem die Schwingungsamplituden nach der Anregung zunehmen. Die vorgenannten Größen sind für die Lösung der die Bewegung des Turms beschreibenden Differentialgleichung notwendig. Die Bestimmung der Schwinggröße erfolgt bspw. über eine Fast-Fourier-Transformation oder eine Ordnungsanalyse.
In einer Ausführungsform des erfindungsgemäßen Verfahrens wird eine horizontale Bewegung des Markers aufgenommen. Eine horizontale Bewegung des Markers ist im Wesentlichen quer zu einer Hochachse des Turms der Windenergieanlage gerichtet. Folglich werden Transversalschwingungen des Turms aufgenommen. Daher erfolgt das Aufnehmen der Bewegung des Markers frei von Effekten, die in Richtung der Hochachse des Turmes wirken. Solche Querbewegungen im Turm erzeugen eine Biege- bzw. Druckbelastung im Turm. Daher lässt sich aus den Horizontal- bzw. Querbewegungen des Markers eine Belastung auf den Turm ableiten.
In einer weiteren Ausführungsform des erfindungsgemäßen Verfahrens wird der wenigstens eine Marker oder ein Marker davon in einem Bereich am Turm angeordnet, in dem eine maximale Auslenkung einer zweiten Eigenschwingform der zu bestimmenden Schwingung zu erwarten ist und/oder der Marker in einem unteren Drittel des Turmes oder in einem oberen Drittel des Turmes und/oder in einem oberen Fünftel des Turmes angeordnet wird. Die Auslenkung ist besonders dann im oberen Fünftel groß, wenn der untersuchte Turm ein Hybridturm ist, der im unteren Bereich als Betonturm und im oberen Bereich als Stahlturm ausgebildet ist. Dabei soll der Marker nicht im Turmkopf, insbesondere nicht in der Gondel angeordnet sein, sondern wenigstens 10% unterhalb des Turm köpf es.
Die zweite Eigenschwingform der Schwingung eines Turms einer Windenergieanlage ist gekennzeichnet durch das Ausbilden eines Schwingungsbauches im Bereich des unteren Drittels oder einem oberen Drittel oder einem oberen Fünftel des Turms. Diese Bereiche des Turmes haben bei der zweiten Eigenschwingform, sei es eine axiale oder laterale, eine große Auslenkung, so dass hier die Bewegung gut erfasst werden kann. An der Stelle mit der größten Auslenkung ist also die Querbewegung am größten, so dass an dieser Stelle hohe Belastungen im Turm entstehen. Somit ist die Kenntnis der Auslenkung wichtig für die Bestimmung der auf den Turm wirkenden Lasten und damit für die Lebensdauerabschätzung. Die Position kann aus Erfahrungswerten oder aus Simulatio- nen basierend auf einem Modell aus finiten Elementen bestimmt werden. Auch eine analytische Berechnung kommt in Betracht. Durch Messen der an dem Turm tatsächlich auftretenden Schwingungen können auch zur Auslegung des Turms durchgeführte Simulationsberechnungen validiert werden. Außerdem oder alternativ kann eine Position gewählt werden, an der eine große Auslenkung der dritten Eigenschwingform zu erwarten ist. Damit kann die dritte Eigenschwingform und fünfte und sechste Eigenfrequenz gut bestimmt werden. Als Position zum Anordnen eines Markes, an der die zweite und die dritte Eigenschwingform eine große Auslenkung haben, bietet sich ein Übergangsbereich zwischen jeweils einem Maximum beider Eigenschwingformen an. Ein solcher Übergangsbereich kann besonders zwischen einer Turmmitte und einem oberen oder unteren Drittel des Turmes sein.
In noch einer weiteren Ausführungsform des erfindungsgemäßen Verfahrens wird der Messaufnehmer in einem Kopf- oder Fußbereich des Turmes angeordnet. Es hat sich gezeigt, dass von diesen Bereichen aus besonders gut die Bewegung des Markers erfasst werden kann.
In einer Ausgestaltung des erfindungsgemäßen Verfahrens erfasst der Messaufnehmer eine Richtung, in der sich der Marker in Bezug auf den Messaufnehmer befindet und die Bewegung des Markers wird aus einer Veränderung der erfassten Richtung ermittelt. Das kann besonders dadurch erreicht werden, dass der Messaufnehmer dem Marker nachgeführt wird.
Eine weitere Ausgestaltung des erfindungsgemäßen Verfahrens sieht vor, dass von dem Messaufnehmer Licht emittiert wird, das von dem mindestens einen Marker an den Messaufnehmer reflektiert und von dem Messaufnehmer empfangen wird. Damit wird ein kontaktloses Aufnehmen der Bewegung des Markers ermöglicht. Ein kontaktloses Aufnehmen der Bewegung des Markers mittels Licht weist eine hohe Sensibilität der Messung auf, da kleinste Veränderungen in der Lage des Markers eine Änderung der Reflexion des Lichts von dem Marker bewirken können. Somit lassen sich auch bei sehr kleinen Bewegungen zuverlässige Messwerte aufnehmen. Da eine solche Messanord- nung ohne mechanisch bewegliche Elemente auskommt, weist eine Verwendung einer solchen Messanordnung eine hohe Lebensdauer auf. Vorzugsweise werden Messaufnehmer verwendet, die einen Laserstrahl emittieren. Damit kann eine besonders hohe Messgenauigkeit erreicht werden.
Vorzugsweise ist das Verfahren dadurch gekennzeichnet, dass der Marker ein Refe- renzmuster aufweist und das Referenzmuster von dem Messaufnehmer optisch erkannt wird, so dass eine Bewegung des Markers von dem Messaufnehmer als Bewegung des Referenzmusters erkannt wird, wobei das Referenzmuster vorzugsweise als ein- oder zweidimensionaler Strichcode ausgebildet ist. Das Verfahren erfasst somit diese Bewegung des Referenzmusters.
Besonders über einen Strichcode kann die Bewegung auch quantitativ erfasst werden. Bei Verwendung eines Strichcodes kann die Bewegung über das Zählen sich an einem Fokussierpunkt vorbeibewegender Striche quantitativ erfasst werden. Zwischen zwei Strichen kann über eine Helligkeitsveränderung die Position erkannt werden. Wird ein zweidimensionaler Strichcode verwendet und ist er in die beiden Richtungen unterschiedlich codiert, weist also bspw. unterschiedlich dicke Striche auf, kann der Messaufnehmer darüber die genaue Bewegungsrichtung des Markers erfassen. In einer besonderen Ausgestaltung des erfindungsgemäßen Verfahrens wird die Bewegung des Markers von dem Messaufnehmer über eine Änderung einer physischen Verbindung zwischen dem Messaufnehmer und dem Marker erfasst. Eine solche physische Verbindung könnte beispielsweise ein zwischen dem Messaufnehmer und dem Marker gespanntes Zugmittel wie bspw. ein Seil sein, wie bspw. bei einem Seilzug-Wegsensor. Eine Bewegung des Markers wird dabei zu einer Veränderung eines Abstandes zwischen Messaufnehmer und Marker führen. Entsprechend wird das Zugmittel gezogen, was von dem Messaufnehmer erfasst wird. Eine Verwendung einer solchen Messanordnung könnte auch bei Ausfall einer Stromversorgung der Lichtquelle des Messaufnehmers eine Bewegung des Markers erfassen. In einer Ausführungsform des erfindungsgemäßen Verfahrens wird die Schwingung einer zweiten Eigenschwingform und optional auch weiterer Eigenschwingformen einschließlich einer ersten Eigenschwingform der Schwingung des Turms bestimmt. Dadurch können überlagerte Eigenschwingungsformen ermittelt werden. Auch die jeweiligen axialen und lateralen Eigenschwingformen können sich überlagern. Beispielsweise kann bei Überlagerung der ersten und zweiten Eigenfrequenz, und somit der ersten axialen und ersten lateralen Eigenschwingform, die Gondel und der Turm nach vorne und hinten schwingen, gleichzeitig aber auch der Turm in sich, um ein anschauliches Beispiel zu nennen. Die Bestimmung und Überwachung nur der ersten Eigenschwingform könnte dazu führen, dass die Anlage belastende Bewegungen der weiteren Eigenschwingformen unerkannt bleibt und damit bspw. auch eine insgesamt höhere Belastung der Windenergieanlage, besonders des Turmes, unerkannt bliebe.
Eine vorteilhafte Weiterbildung des Verfahrens sieht vor, dass aus der Bewegung des Markers relativ zu dem Messaufnehmer eine Torsionsschwingung des Turms erfasst wird. Bei Auftreten einer Torsion des Turms entstehen zusätzliche Schubspannungen in dem Turm, die zu einer zusätzlichen Belastung führen. Somit können kritische Belastungen, die bspw. aus einer Überlagerung von Schubspannungen und Querspannungen entstehen, zuverlässig erkannt werden. Auch dafür kann die Bewegung des Markers erfasst werden und daraus kann die Torsionsbewegung und daraus die Torsionsschwingung ermittelt werden.
In einer weiteren Ausführungsform des erfindungsgemäßen Verfahrens wird aus der Bewegung des Markers eine Strukturbelastung der Windenergieanlage erfasst. Hierfür kann aus der Bewegung des Markers wenigstens eine Eigenschwingform bestimmt werden. Mittels bekannter Größen wie der Masse und der Steifigkeit des Turms und der berechneten Schwingungsgrößen kann eine äußere Erregerkraft ermittelt werden, mit der die Windenergieanlage bzw. der Turm angeregt wird, aus der dann die Belastung der Windenergieanlage abgeleitet, insbesondere errechnet werden kann. Damit lassen sich auch Belastungen der Rotorblätter oder Unwuchten des Rotors ermitteln. Die Erregerkraft Ferr kann über die nachfolgende Gleichung ermittelt werden: m■ ü(t) + d■ ü(t) + k■ u(t) = Ferr ,
In der Gleichung ist u die erfasste Auslenkung am Marker. Die relevante Masse wird darin als punktförmige Masse m im Bereich des Markers berücksichtigt. Eine Dämpfung wird über die Dämpfungskonstante d und eine Steifigkeit über die Steifigkeitskonstante k berücksichtigt. Dabei kann der Term m - ü(t) als Masse-Glied, der Term d - ü(t) als
Dämpfungs-Glied und der Term k - u(t) als Steifigkeits-Glied interpretiert werden. Ferr gibt darin die Erregerkraft an.
Eine Ausgestaltung des erfindungsgemäßen Verfahrens sieht vor, dass bei Überschreiten eines Grenzwertes der Belastung oder einer Schwingungsgröße die Windenergiean- läge dazu eingerichtet ist, in einen sicheren Betriebszustand überführt zu werden, insbesondere, dass die Windenergieanlage abgeschaltet wird oder eine die Belastung oder die jeweilige Schwingungsgröße reduzierende Regelstrategie aktiviert wird. Wird also eine Grenzwertüberschreitung erkannt, ist das Verfahren dazu ausgebildet, die Windenergieanlage in einen sicheren Betriebszustand zu überführen und ggf. die Windenergieanlage dazu abzuschalten. Eine die Belastung reduzierende Regelstrategie schlägt vor, eine Pitchwinkelsteuereinrichtung für die Rotorblätter zu betreiben, um Einfluss zu nehmen und den Anstellwinkel der Rotorblätter zum Wind zu ändern, um eine Schwingungsanregung zu reduzieren. Auf diese Weise könnte die Belastung reduziert werden. Alternativ oder zusätzlich kann der Azimutwinkel der Gondel verändert werden. Somit lassen sich Sicherheitsmaßnahmen beim Auftreten von sicherheitsrelevanten Schwingungen ergrei- fen.
Des Weiteren wird eine Messeinrichtung zum Bestimmen einer Schwingung eines Turms einer Windenergieanlage, mit einem an dem Turm angeordneten Messaufnehmer und wenigstens einem an dem Turm angeordneten Marker vorgeschlagen, wobei die Messeinrichtung dazu konfiguriert ist, ein Verfahren gemäß wenigstens einer vorstehend beschriebenen Ausführungsform auszuführen. Somit wird ein messtechnisches Mittel bereitgestellt, das auf einfache Art und Weise eine Berücksichtigung des dynamischen Verhaltens des Turms oder einer anderen Windenergieanlagenstruktur ermöglicht. Damit wird auch ein Überwachungssystem zur Lastenabschätzung und zum Ausführen von Regelungsstrategien geschaffen. In einer Ausgestaltung der erfindungsgemäßen Messeinrichtung sind der Messaufnehmer und der wenigstens eine Marker an einer Turmwand angeordnet. Der Marker kann dabei als eine Platte ausgestaltet sein, die sich von der Turmwand erstreckt. Der Messaufnehmer ist bspw. oberhalb oder unterhalb der Platte an der Turmwand angeordnet, wobei der Messaufnehmer auf die Platte ausgerichtet ist. An der Turmwand ist demnach eine Sichtverbindung oder eine physische Verbindung zwischen dem Marker und dem Messaufnehmer vorgesehen.
Eine Ausführungsform der erfindungsgemäßen Messeinrichtung sieht vor, dass der Messaufnehmer und der wenigstens eine Marker in einem Inneren des Turms oder in der Turmmitte auf einer Zwischenplatte angeordnet sind. Durch eine Anordnung der Kompo- nenten der Messeinrichtung im Turm sind diese vor Witterungseinflüssen geschützt. Insbesondere bei der Anordnung des Markers in der Turmmitte auf einer Zwischenplatte ist er gut zu erreichen, sowohl für den Fall einer Wartung, als auch für den Messaufnehmer.
In einer weiteren Ausführungsform der erfindungsgemäßen Messeinrichtung weist der Marker ein Referenzmuster auf. Bspw. weist der Marker ein Markierungsmuster wie einen Strichcode auf. Über eine optische Nachverfolgung des Markierungsmusters kann seine Bewegung erkannt und ausgewertet werden. Alternativ wird der Messaufnehmer nicht dem Markierungsmuster nachgeführt, sondern es werden von dem Messaufnehmer Änderungen des Musters durch seine Bewegung in Bezug auf einen Fokussierungs- punkt, auf den der Messaufnehmer optisch fokussiert, aufgenommen. Gemäß dieser Alternative kann somit der Messaufnehmer dazu eingerichtet sein, über eine Veränderung der Lage des Markers und damit des Markierungsmusters eine Bewegung des Markers zu erkennen.
Weiterhin wird eine Windenergieanlage mit einem Turm und einer Gondel, an der ein Rotor befestigt ist, vorgeschlagen, die eine Ausführungsform einer erfindungsgemäßen Messeinrichtung aufweist.
Weiterhin wird eine Windenergieanlage vorgeschlagen mit einem Turm und einer auf dem Turm angeordneten Gondel, wobei die Gondel einen aerodynamischen Rotor aufweist, weiter umfassend einen an dem Turm angeordneten Marker, einen Messaufnehmer zum Aufnehmen einer Bewegung des wenigstens einen Markers, ein Bestimmungsmittel zum Bestimmen wenigstens einer die Schwingung beschreibenden Schwingungsgröße aus der aufgenommenen Bewegung, wobei der Messaufnehmer und der wenigstens eine Marker dazu vorbereitet sind, das Aufnehmen der Bewegung so durchzuführen, dass eine Bewegung des Markers relativ zu dem Messaufnehmer aufgenommen wird. Die Windenergieanlage ist somit besonders dazu vorbereitet, ein Verfahren gemäß einer Ausführungsform durchzuführen. Der Messaufnehmer und der Marker sind dadurch dazu vorbereitet, das Aufnehmen der Bewegung so durchzuführen, dass eine Bewegung des Markers relativ zu dem Messaufnehmer aufgenommen wird, dass sie zueinander beabstandet angeordnet sind. Besonders weisen sie eine optische Verbindung zueinander auf, oder ein Zugelement, das die relative Bewegung aufnimmt.
Vorzugsweise ist die Windenergieanlage dazu vorbereitet, ein Verfahren gemäß einem der vorstehend beschriebenen Ausführungsformen auszuführen. Insoweit sind auch die dazu vorstehend gemachten Erläuterungen auf die Windenergieanlage anwendbar. Außerdem oder alternativ weist die Windenergieanlage eine Messeinrichtung gemäß wenigstens einer vorstehend beschriebenen Ausführungsform auf. Ganz allgemein, besonders zu der Windenergieanlage, ist zu beachten, dass Messaufnehmer und Marker solche der Messeinrichtung sind, sofern eine Messvorrichtung verwendet wird. Vorzugsweise ist die Windenergieanlage dadurch gekennzeichnet, dass der Messaufnehmer in einem Kopf- oder Fußbereich des Turms angeordnet ist. Es hat sich gezeigt, dass dort besonders gut Eigenschwingformen der zweiten und höheren Eigenfrequenz erfasst werden können. Die Erfindung schlägt somit eine Lösung vor, die Verformungen, Eigenfrequenzen und Eigenschwingformen von Strukturen einer Windenergieanlage zur Überwachung der Schwingungen der Struktur erfassen kann. Dazu ist vorzugsweise ein kontaktloses Messverfahren vorgesehen. Darüber hinaus können Abschätzungen der Strukturlasten im Rahmen eines Lastenüberwachungssystems erweitert werden. Die ermittelten Messdaten lassen sich als Eingaben für lastreduzierende Regelungsstrategien, wie bspw. eine aktive Turmschwingungsdämpfung, verwenden.
Nachfolgend wird die Erfindung anhand von Ausführungsbeispielen unter Bezugnahme auf die begleitenden Figuren näher erläutert.
Fig. 1 zeigt schematisch eine erfindungsgemäße Windenergieanlage.
Fig. 2 zeigt schematisch eine Schwingbewegung der Windenergieanlage in ihrer ersten Eigenschwingform.
Fig. 3 zeigt schematisch eine Schwingbewegung der Windenergieanlage in ihrer zweiten Eigenschwingform.
Fig. 4a bis 4c zeigen verschiedene Referenzmuster eines Markers einer erfindungsgemäßen Messeinrichtung.
Fig. 1 zeigt eine Windenergieanlage 100 mit einem Turm 102 und einer Gondel 104. An der Gondel 104 ist ein Rotor 106 mit drei Rotorblättern 108 und einem Spinner 1 10 angeordnet. Der Rotor 106 wird im Betrieb durch den Wind in eine Drehbewegung versetzt und treibt dadurch einen Generator in der Gondel 104 an.
Durch an der Windenergieanlage 100 auftretende Windlasten kann die Windenergieanlage 100 in Schwingung geraten. Eine erste Eigenschwingform der Windenergieanlage ist in Fig. 2 dargestellt. Die erste Eigenschwingform ist durch eine Art Pendelbewegung der Gondel 104 um eine Ruhelage gekennzeichnet. Bei der in Fig. 2 gezeigten Bewegung schwingt die Gondel 104 der Windenergieanlage 100 im Wesentlichen von links nach rechts in Richtung der Rotorachse. Die linke Seite der Fig. 2 zeigt die Windenergieanlage 100 in einer ersten Maximalauslenkung, die rechte Seite zeigt die Windenergieanlage 100 in einer zweiten Maximalauslenkung. Zwischen diesen beiden Positionen schwingt die Gondel hin und her, wobei der Turm 102 dabei eine Biegebelastung erfährt. Mit Kenntnis der auf die Windenergieanlage 100 wirkenden Belastungen kann die Lebens- dauer abgeschätzt werden, jedenfalls wenn diese Messungen regelmäßig durchgeführt werden. Diese Schwingbewegung kann mit einem in der Gondel 104 angeordneten Beschleunigungsmesssensor 1 12 erfasst werden.
Es wurde erkannt, dass auch weitere Eigenschwingformen an Windenergieanlagentür- men auftreten können, die einen Einfluss auf die Lebensdauer der Windenergieanlagen haben. Eine zweite Eigenschwingform der Windenergieanlage 100 ist in Fig. 3 gezeigt. Bei der zweiten Eigenschwingform des Turms 102 schwingt im Wesentlichen der Turm 102 im Bereich des oberen Fünftels und im Bereich des unteren Drittels, so dass der Turm 102 sich wellenförmig oder S-förmig verformt und somit in dem oberen Bereich, insbesondere im oberen Fünftel, die größten Auslenkungen zu erwarten sind. Eine solche Eigenschwingform ist mit einem Beschleunigungsmesssensor 1 12 nur schwierig zu erfassen. Zur besseren Übersicht ist die Windenergieanlage 100 in den Figuren 2 und 3 lediglich schematisch dargestellt und der Einfachheit halber sind die gleichen Bezugszeichen für ähnliche Elemente verwendet worden. Die in Fig. 3 gezeigte erfindungsgemäße Windenergieanlage 100 weist daher eine Messeinrichtung 120 auf. Die Messeinrichtung 120 umfasst einen Messaufnehmer 122 und wenigstens einen an dem Turm 102 angeordneten Marker 124. Im Betrieb treten an der Windenergieanlage 100 Windlasten auf, die die Windenergieanlage 100 bzw. die Gondel 104 und/oder den Turm 102 in Schwingung versetzen. Während der Schwingung bewe- gen sich der Messaufnehmer 122 und der Marker 124 relativ zueinander. Zum Bestimmen der Schwingung des Turms 102 der Windenergieanlage nimmt der Messaufnehmer 122 die Bewegung des Markers 124 auf. Aus der aufgenommenen Bewegung wird eine Schwingungsgröße bestimmt, die die Schwingung beschreibt. Eine die Schwingung beschreibende Größe kann eine Frequenz und/oder eine Auslenkung sein. Aus diesen Größen wird dann eine Schwinggeschwindigkeit und/oder eine Schwingbeschleunigung und/oder eine Dämpfung des Systems bestimmt.
Der Marker 124 ist an einer Turmwand des Turms 102 angeordnet. Wie beschrieben, ist bei der zweiten Eigenschwingform die Auslenkung in einem oberen Bereich des Turms 102 am größten. In diesem Bereich des Turms 102, wo die größte Auslenkung bei der zweiten Eigenschwingform erwartet wird, wird der Marker 124 angeordnet.
Der Messaufnehmer 122 ist in der in Fig. 3 gezeigten Ausführungsform in einem Fußbereich des Turms 102 angeordnet. Der Messaufnehmer 122 erfasst eine Richtung, in der sich der Marker 124 in Bezug auf den Messaufnehmer 122 befindet, angedeutet durch die Verbindungslinie 126 zwischen Messaufnehmer 122 und Marker 124. Demnach ist es auch möglich, den Messaufnehmer 122 bspw. in einem Kopfbereich des Turmes 102 anzuordnen. Der Messaufnehmer 122 würde dann oberhalb des Markers 124 angeordnet werden. Es ist vorgesehen, wie auch in Fig. 3 angedeutet, dass der Marker 124 als Platte ausgebildet ist. Die Platte und der Messaufnehmer 122 sind bspw. im Inneren des Turms 102 angeordnet. Die Platte und der Messaufnehmer sind jeweils an der Turmwand angeordnet oder zumindest mit der Turmwand verbunden. Alternativ können die Platte und der Messaufnehmer 122 auch auf einer Zwischenplatte jeweils in der Turmmitte angeordnet sein.
Die Bewegung des Markers 124 wird dann aus einer Veränderung der erfassten Richtung ermittelt. Bei der in der linken Hälfte von Fig. 3 dargestellten Windenergieanlage 100 ist der Marker 124 nach rechts ausgelenkt. Die rechte Bildhälfte der Fig. 3 zeigt die Windenergieanlage 10 mit einem nach links ausgelenkten Marker 124. Der Bereich des Turms 102, in dem der Messaufnehmer 122 angeordnet ist, schwingt bei der zweiten Eigenschwingform im Wesentlichen nicht und verbleibt im Großen und Ganzen unausgelenkt. Daraus resultiert eine Veränderung der Richtung des Markers 124 in Bezug auf den Messaufnehmer 122. Aus dieser Veränderung der Richtung, in der sich der Marker 124 in Bezug auf den Messaufnehmer 122 befindet, wird die Bewegung des Markers 124 ermit- telt. Typische Schwingwege bzw. Auslenkungen für die zweite Eigenfrequenz betragen wenige Zentimeter bis zu 0,5 Meter. Die Messeinrichtung 120 muss also dazu ausgebildet sein, solche Schwingwege zu erfassen.
Vorzugsweise wird die Bewegung des Markers 124 kontaktlos von dem Messaufnehmer 122 aufgenommen. Wichtig ist bei dem kontaktlosen Erfassen der Bewegung des Mar- kers, dass eine freie Sichtverbindung zwischen Messaufnehmer 122 und Marker 124 vorhanden ist. Der Messaufnehmer 122 weist eine Vorrichtung zum Emittieren von Licht auf, wie bspw. einen Laser. Das von dem Messaufnehmer 122 emittierte Licht wird von dem Marker 124 reflektiert und von dem Messaufnehmer 122 empfangen. Bewegt sich der Marker 124 aus seiner Ruhelage heraus, führt der Messaufnehmer 122 den Laser- strahl dem Marker 124 nach. Der Laserstrahl ändert also seine Ausrichtung. Aus den Laufzeitvariablen wird dann die Bewegung des Markers 124 bestimmt.
Die Bewegung des Markers 124 könnte auch mit einem Seilzug mit dem Messaufnehmer 122 gekoppelt sein. Dazu würde eine physische Verbindung zwischen Marker 124 und Messaufnehmer 122 hergestellt werden, die in Figur 3 aber nicht dargestellt ist. Eine Bewegung des Markers 124 würde dann eine Längenänderung des Seils, oder anderen Zugmittels bewirken, die bspw. über einen Inkrementalgeber von dem Messaufnehmer 122 erkannt werden könnte. Es ist vorgesehen, dass der Marker 124 ein Referenzmuster 128, 130 (Fig. 4) aufweist. Der Messaufnehmer 122 beobachtet das Referenzmuster 128, 130 und ermittelt aus der Veränderung des beobachteten Referenzmusters 128, 130 die Bewegung des Markers.
Aus der aufgenommenen Bewegung wird nun eine Schwingungsgröße bestimmt, die die zweite Eigenschwingform der Schwingung des Turms 102 beschreibt. Aus der so be- stimmten Schwingungsgröße lassen sich ggf. auch weitere Eigenschwingformen bestimmen. Des Weiteren können mit Kenntnis der Schwingung auch Belastungen auf die Windenergieanlage 100 errechnet werden. Aus der Bewegung des Markers lassen sich unmittelbar Strukturbelastungen der Windenergieanlage 100 errechnen. Mit Hilfe der Messeinrichtung lassen sich sowohl Querschwingungen, sowohl in axialer und auch in lateraler Richtung als auch Torsionsschwingungen des Turms erfassen. Bei einer Torsionsschwingung tordiert der Turm im Wesentlichen um seine Hochachse, wodurch Schubspannungen im Turm und ggf. auch Normalspannungen in Richtung der Turmhochachse entstehen.
Fig. 4a zeigt ein Referenzmuster 128 für den Marker 124 für eine rechteckige oder runde Platte als Marker 124. Das Referenzmuster weist vertikale und horizontale Linien auf, die kreuzweise übereinander angeordnet sind. Durch Beobachtung der Wanderung des Musters 128 kann der Messaufnehmer 122 feststellen, in welche Richtung der Marker 124 sich bewegt bzw. in welche Richtungen er schwingt. Die Linien sind in regelmäßigen Abständen zueinander angeordnet. Der Abstand zwischen zwei Linien stellt ein Inkre- ment einer Verschiebung des Markers 124 dar. Mit einem solchen Kreuzmuster 128 sind auch Schwingungen erfassbar, deren Schwingungszentrum nicht exakt in der Turmmitte liegt. Bspw. könnte bei einer Überlagerung der zweiten axialen und zweiten lateralen Eigenschwingform der Turm vor/zurück und seitlich dazu, also links/rechts schwingen, so dass eine resultierende Richtung der Schwingbewegung nicht durch die Turmmitte ver- läuft. Diese Art Referenzmuster 128 findet vorzugsweise Anwendung, wenn der Marker 124 an der Turmwand angeordnet ist.
Fig. 4b zeigt ein weiteres Referenzmuster 130 für den Marker 124. Das Referenzmuster 130 weist eine Mehrzahl von konzentrischen Linien auf, die in regelmäßigen Abständen zueinander angeordnet sind. Diese Art Referenzmuster 130 findet vorzugsweise Anwendung, wenn der Marker 124 in der Turmmitte angebracht ist.
Das Referenzmuster 132 kann auch einen Farbverlauf aufweisen, wie es in Fig. 4c angedeutet ist. Über einen Farbmesser kann dann die genaue Auslenkung des Markers 124 festgestellt werden. Der Farbverlauf ist dabei beliebig wählbar und könnte bspw. auch aus der Mitte heraus von hell nach dunkel verlaufen. Der Farbverlauf könnte auch mehrere Farben umfassen.
Die Referenzmuster sind alternativ außen auf dem Turm angeordnet, bspw. mit einer Lackierung auf der Turmaußenwand. Aus einem Fenster der Gondel wird von einem Messaufnehmer das wandernde Referenzmuster beobachtet und aus der Bewegung wie beschrieben eine Schwingung des Turms ermittelt.
Mit Hilfe der zweiten Eigenschwingform lassen sich weitere auf Windenergieanlagen wirkende Belastungen identifizieren und bestimmen. Mit deren Hilfe können dann Ansätze zur Lebensdauerabschätzung verbessert und Regelalgorithmen in Windenergieanla- gen angepasst werden. Bei zu hohen auf den Turm wirkenden Lasten, bspw. durch Überlagerung von Frequenzen, kann bspw. ein Stoppen der Windenergieanlage 100 eingeleitet werden. Regelalgorithmen der Windenergieanlage können also dahingehend angepasst werden, dass bei Überschreiten von Grenzwerten der Belastung oder einer Schwingungsgröße, die Windenergieanlage abgeschaltet wird. Schwingt der Turm zu sehr und wird dadurch die Auslenkung des Turms sehr groß, treten Belastungen auf, die zu Beschädigungen an der Anlage führen. Um das zu verhindern, greift nun ein Regelalgorithmus ein, der die Anlage stoppt.
Mit Kenntnis der zweiten Eigenfrequenz, kann aber auch so in die Regelung der Anlage eingegriffen werden, dass bspw. der Anstellwinkel der Rotorblätter geändert wird, wo- durch sich bspw. geringere Windlasten am Blatt ergeben, die eine Schwingungsgröße reduziert.

Claims

Ansprüche
1. Verfahren zum Bestimmen einer Schwingung eines Turms einer Windenergieanlage, umfassend die Schritte
- Aufnehmen einer Bewegung wenigstens eines an dem Turm angeordneten Markers mittels eines Messaufnehmers,
- Bestimmen wenigstens einer die Schwingung beschreibenden Schwingungsgröße aus der aufgenommenen Bewegung, wobei
- das Aufnehmen der Bewegung so erfolgt, dass eine Bewegung des Markers relativ zu dem Messaufnehmer aufgenommen wird.
2. Verfahren nach Anspruch 1 , dadurch gekennzeichnet, dass eine horizontale Bewegung des Markers aufgenommen wird.
3. Verfahren nach Anspruch 1 oder 2, dadurch gekennzeichnet, dass der wenigstens eine Marker oder ein Marker davon in einem Bereich am Turm angeordnet wird, in dem eine maximale oder große Auslenkung einer zweiten und/oder dritten Eigenschwingform der zu bestimmenden Schwingung zu erwarten ist, und/oder der Marker in einem unteren Drittel des Turmes oder in einem oberen Drittel und/oder in einem oberen Fünftel des Turmes angeordnet wird.
4. Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass der Messaufnehmer in einem Kopf- oder Fußbereich des Turmes angeordnet wird.
5. Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass der Messaufnehmer eine Richtung erfasst, in der sich der Marker in Bezug auf den Messaufnehmer befindet und die Bewegung des Markers aus einer Veränderung der erfassten Richtung ermittelt wird.
6. Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass die Bewegung des Markers kontaktlos von dem Messaufnehmer aufgenommen wird und/oder dass von dem Messaufnehmer Licht emittiert wird, das von dem mindestens einen Marker an den Messaufnehmer reflektiert und von dem Messaufnehmer empfangen wird.
7. Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass der Marker ein Referenzmuster aufweist und das Referenzmuster von dem Messaufnehmer optisch erkannt wird, so dass eine Bewegung des Markers von dem Messaufnehmer als Bewegung des Referenzmusters erkannt wird, wobei das Referenz- muster vorzugsweise als ein- oder zweidimensionaler Strichcode ausgebildet ist.
8. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 5, dadurch gekennzeichnet, dass die Bewegung des Markers von dem Messaufnehmer über eine Änderung einer physischen Verbindung zwischen dem Messaufnehmer und dem Marker erfasst wird.
9. Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass die Schwingung einer zweiten Eigenschwingform und optional auch weitere Eigenschwingformen, einschließlich einer ersten Eigenschwingform der Schwingung des Turms bestimmt wird.
10. Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass aus der Bewegung des Markers relativ zu dem Messaufnehmer eine Torsions- Schwingung des Turms bestimmt wird.
1 1. Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass aus der Bewegung des Markers eine Strukturbelastung der Windenergieanlage erfasst wird.
12. Verfahren nach Anspruch 1 1 , dadurch gekennzeichnet, dass bei Überschreiten eines Grenzwertes der Belastung oder einer Schwingungsgröße, die Windenergieanlage dazu eingerichtet ist, in einen sicheren Betriebszustand überführt zu werden, insbesondere, dass die Windenergieanlage abgeschaltet wird oder eine die Belastung oder jeweilige Schwingungsgröße reduzierende Regelstrategie aktiviert wird.
13. Messeinrichtung zum Bestimmen einer Schwingung eines Turms einer Windener- gieanlage, mit einem an dem Turm angeordneten Messaufnehmer und wenigstens einem an dem Turm angeordneten Marker, wobei die Messeinrichtung dazu konfiguriert ist, ein Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 12 auszuführen.
14. Messeinrichtung nach Anspruch 13, dadurch gekennzeichnet, dass der Messaufnehmer und der wenigstens eine Marker an einer Turmwand angeordnet sind.
15. Messeinrichtung nach Anspruch 13 oder 14, dadurch gekennzeichnet, dass der Messaufnehmer und der wenigstens eine Marker in einem Inneren des Turms oder in der Turmmitte auf einer Zwischenplatte angeordnet sind.
16. Messeinrichtung nach einem der Ansprüche 13 bis 15, dadurch gekennzeichnet, dass der Marker ein Referenzmuster aufweist.
17. Windenergieanlage mit einem Turm und einer auf dem Turm angeordneten Gondel, wobei die Gondel einen aerodynamischen Rotor aufweist, weiter umfassend
- einen an dem Turm angeordneten Marker,
- einen Messaufnehmer zum Aufnehmen einer Bewegung des wenigstens einen Markers, - ein Bestimmungsmittel zum Bestimmen wenigstens einer die Schwingung beschreibenden Schwingungsgröße aus der aufgenommenen Bewegung, wobei
- der Messaufnehmer und der wenigstens eine Marker dazu vorbereitet sind, das Aufnehmen der Bewegung so durchzuführen, dass eine Bewegung des Markers relativ zu dem Messaufnehmer aufgenommen wird.
18. Windenergieanlage nach Anspruch 17, dadurch gekennzeichnet, dass an dem Turm der Messaufnehmer und in einem Abstand zu dem Messaufnehmer der Marker an dem Turm angeordnet sind, wobei der Marker in einem Bereich an dem Turm angeordnet ist, in dem eine große Auslenkung einer zweiten Eigenschwingform und/oder einer dritten Eigenschwingform einer Schwingung des Turms zu erwarten ist.
19. Windenergieanlage nach Anspruch 17 oder 18, gekennzeichnet durch
- eine Steuervorrichtung zum Auswerten von Signalen des Messaufnehmers und zum Steuern der Windenergieanlage in Abhängigkeit der Signale des Messaufnehmers, und
- eine Auswertevorrichtung vorbereitet zum Durchführen eines Verfahrens nach einem der Ansprüche 1 bis 12 und/oder
- eine Messeinrichtung nach einem der Ansprüche 13 bis 15.
20. Windenergieanlage nach einem der Ansprüche 17 bis 19, dadurch gekennzeichnet, dass der Messaufnehmer in einem Kopf- oder Fußbereich des Turms angeordnet ist.
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