WO2019122311A1 - Überwachungsverfahren für eine windkraftanlage, zugehörige überwachungsvorrichtung sowie windkraftanlage mit überwachungsvorrichtung - Google Patents

Überwachungsverfahren für eine windkraftanlage, zugehörige überwachungsvorrichtung sowie windkraftanlage mit überwachungsvorrichtung Download PDF

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Thomas Schauß
Markus Schmid
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    • Y02E10/70—Wind energy
    • Y02E10/72—Wind turbines with rotation axis in wind direction

Definitions

  • Embodiments of the disclosure relate to a monitoring method for a wind turbine, an associated monitoring device for carrying out the monitoring method and a wind turbine with the monitoring device.
  • the drive train of a wind turbine which typically includes the generator, the transmission and the associated connecting elements is exposed to high loads during operation. Damage in the drive train can lead to a failure of the wind turbine with long downtime and / or high repair costs. Monitoring the driveline can help detect damage early and help prevent downtime and / or repair costs. Damage includes, for example, short-term damage that leads to rapid overheating of components of the drive train, or long-term damage such. B. wear.
  • a temperature monitoring system with temperature sensors is used, which can detect local or distributed overheating of components of the drive train and in response to a detected overheating emits an alarm signal and / or brings the wind turbine in a safe state, eg. B. a shutdown.
  • Monitoring techniques for detecting long-term damage are also known in the prior art.
  • Conventional monitoring methods compare a measured vibration characteristic on the transmission with a modeled and / or semi-trained vibration for a specific operating point.
  • particle counters are used which can determine a number of particles in the gear oil.
  • a monitoring method for a wind turbine comprises determining in each case one measurement series of the efficiency of the wind power plant from a rotor power and a generator power of the wind power plant in at least one predetermined measurement period; determining in each case a difference between an expected efficiency of the wind turbine for the given measurement period and the specific efficiency of the wind turbine; and determining, from the respective difference, in each case one operating state of the wind power plant, in particular an operating state of the drive train of the wind power plant.
  • the monitoring device includes a controller configured to execute the monitoring method described herein.
  • a wind turbine which comprises a monitoring device described herein.
  • FIG. 1 is a schematic block diagram of components for explaining a wind turbine monitoring method disclosed herein;
  • FIG. 2 is a schematic block diagram of a wind turbine with a monitoring device described herein;
  • FIG. 3 is a schematic flowchart of a monitoring method for a wind turbine according to an embodiment;
  • Fig. 4 is a schematic flow diagram of a monitoring method for a wind turbine according to another embodiment.
  • FIG. 1 is a schematic block diagram of components for explaining a wind turbine monitoring method disclosed herein.
  • FIG. 2 shows a schematic block diagram of a wind turbine 1 comprising a monitoring device 100 described herein.
  • the monitoring device 100 is configured to perform the monitoring method described herein.
  • statements relating to the monitoring method also refer to a monitoring device 100 configured for the corresponding embodiment.
  • one or more strain sensors 10a are arranged on one or more suitable locations on a first rotor blade of the wind turbine 1, which output their measuring signals to a bending moment calculation unit 20a.
  • the bending moment calculation unit 20a supplies the calculated bending moment signal to a transformation unit 2la.
  • the transformation unit 2la also receives a pitch angle from a pitch angle encoder l la and transforms the calculated bending moment signal using the pitch angle into a bending moment signal of the first rotor blade in rotor coordinates.
  • strain sensors 10b and 10c For a second and a third rotor blade of the wind turbine, one or more strain sensors 10b and 10c, bending moment calculation units 20b and 20c and transformation units 2lb and 2lc are provided in an analogous manner.
  • the bending moment signals for the first, second and third rotor blades in rotor coordinates are summed in a rotor power calculation unit 22.
  • the Rotor power calculation unit 22 is also supplied to a measured by means of a rotor speed sensor 12 or otherwise determined instantaneous rotor speed. From the accumulated bending moments and the rotor speed a momentary rotor power is determined. In addition, a current generator power is determined by measurement, for example by means of a generator power measuring device 13, or otherwise.
  • the instantaneous rotor power and the instantaneous generator power are supplied to the monitoring device 100, which is shown schematically in Fig. 1 with a broken line and in the embodiment shown in Fig. 1 further components, which will be explained below.
  • the monitoring device 100 is configured to execute a monitoring method disclosed herein.
  • the monitoring method comprises, as shown in the flowchart in FIG. 3, in 1010 a determination of a measurement series of the efficiency of the wind turbine 1 from the rotor power and the generator power of the wind turbine.
  • the measurement series is determined in at least one predetermined or predeterminable measurement period and / or recorded for this measurement period.
  • the (actual) efficiency is determined for this measurement period, in particular as mean efficiency for this measurement period.
  • a difference between an expected for the respective predetermined measurement period efficiency of the wind turbine and determined in 1010 efficiency of the wind turbine 1 is determined. From the difference, an operating state of the wind turbine 1 is determined in each case in 1012.
  • the operating state comprises, in particular, an operating state of the drive train of the wind power plant 1.
  • the method further comprises determining the rotor power based on the technology described above in connection with FIG. Specifically, determining 1001 rotor power includes determining a bending moment of each rotor blade Wind turbine 1 from a measured strain or several measured strains of the respective rotor blade; in 1002, determining a rotor speed of the rotor of the wind turbine 1; and in 1003, summing the bending moments and multiplying the summed bending moments by the rotor speed to obtain the rotor power.
  • the monitoring device 100 includes an efficiency calculation unit 23 configured to calculate the instantaneous efficiency from the instantaneous rotor power supplied thereto and the instantaneous generator power supplied thereto.
  • the monitoring device 100 also includes a plant-specific model 30, for example mathematical model, of expected efficiency.
  • the model 30 is typically supplied to the operating point of the wind turbine 1 for the predetermined measurement period.
  • the model 30 may also be supplied with plant parameters for the predetermined measurement period from which the operating point may be determined, for example, and without limitation, a wind speed, a wind direction, an outside temperature, a generator temperature, a pitch angle, and the like.
  • the model outputs the expected efficiency based on the operating point or plant parameters.
  • a difference unit 25 is supplied with the instantaneous efficiency calculated by the efficiency calculation unit 23 and the expected efficiency determined by the model, and the difference unit 25 obtains the difference, or deviation, between the expected efficiency and actual effective efficiency.
  • the difference formation can also include an absolute value formation.
  • a signal from one or more additional sensors 14 can optionally also be input to the difference-forming unit 25 in order to improve the result of the difference formation.
  • the additional sensors 14 may in particular comprise a generator power sensor, a wind speed sensor, a wind direction sensor, a generator temperature sensor and / or a pitch angle sensor.
  • the variables mentioned can also be derived indirectly from other system parameters and fed to the difference-forming unit 25. For example, the quantities may also be available in the form of SCADA parameters or the like.
  • the difference is fed to a filter unit 26.
  • the filter unit 26 relates the difference to the measurement period and applies an appropriate upper or lower threshold depending on the measurement period, for example, the length of the measurement period.
  • the measurement period is divided into time windows, over which the difference is considered. The time windows are chosen so that it can be assumed that the wind speed in the time window is constant or approximately constant.
  • the filter unit 26 averages out local fluctuations in efficiency, which can contribute to turbulent effects such. B. strong wind gusts, etc. not overstate.
  • a first measurement series of the efficiency is determined in a first predetermined or predeterminable measurement period, and a second measurement series of the efficiency is determined in a second predetermined or predeterminable measurement period.
  • the first measurement period is shorter than the second measurement period.
  • the first measurement period is between 10 seconds and 10 minutes, typically between 10 seconds and 1 minute.
  • a threshold in this short measurement period may be chosen to indicate a large deviation between the expected efficiency and the actual actual efficiency, e.g. B. more than 30% or more than 50%.
  • the second measurement period is longer than 10 minutes, typically longer than 1 hour or longer than 1 day or longer than 10 days.
  • long-term damage can be detected, as they accompany a slow damage, z. B. Wear damage.
  • a threshold in this long measurement period may be chosen to indicate a comparatively small deviation between the expected efficiency and the (actual) instantaneous efficiency, e.g. B. more than 5% or more than 10%.
  • more than the two measurement periods may be provided, each having different lengths or beginning at different times.
  • the respective measurement periods may overlap.
  • the respective difference is compared with an upper or lower predetermined or predefinable threshold value. If the comparison determines that the upper threshold is exceeded or that the lower threshold is exceeded, it is determined that a fault condition of the wind turbine is present.
  • the determination that an error condition of the wind turbine is present may be made by the filter unit 26.
  • the filter unit 26 determines a short-term fault condition, then it may output a signal at an associated first signal output 15a. If the filter unit 26 determines a long-term fault condition, then it may output a signal at an associated second signal output 15b.
  • the signal outputs 15a, 15b can be supplied to a higher-level controller, which initiates appropriate measures as a function of the signal level at the signal outputs 15a, 15b.
  • the measures may include, but are not limited to: alerting, error output, adjusting a plant controller, stopping the wind turbine 1.
  • determining the operating condition of the wind turbine comprises comparing the difference for the first measurement period with an upper or lower predetermined or specifiable first threshold value and comparing the difference for the second measurement period with an upper or lower predetermined or predeterminable second threshold value. If the comparison indicates that the first upper threshold is exceeded or the first lower threshold is undershot, it is determined that there is an overheat condition of the wind turbine. If the comparison shows that the second upper threshold is exceeded or the second lower threshold is exceeded, it is determined that a state of wear of the wind turbine is present.
  • the method further comprises determining the expected efficiency for the predetermined measurement period from one or more of the following quantities: generator power of the wind turbine, wind speed at the Wind turbine, wind direction of the wind turbine, ambient temperature of the wind turbine; Generator temperature of the wind turbine; Pitch angle of the rotor blades of the wind turbine. This is done, for example, by one or more of the variables mentioned are supplied to the model 30 and are charged accordingly in the model 30.
  • the method further includes defining a model with model parameters for the expected efficiency of the wind turbine 1, for example in the model 30.
  • the model 30 is typically customized to the plant.
  • An installation-specific adapted model first of all allows absolute statements about the thermal power plant.
  • An example of such a period is a period shortly after the first commissioning of a wind turbine 1, for example, a period that includes the first one to three months after the first commissioning of a wind turbine 1.
  • the model parameters of the model 30 are updated based on the determined series of measurements of the efficiency.
  • This update takes place as a function of one or more of the following variables: generator power of the wind power plant, wind speed at the wind power plant, wind direction of the wind power plant, ambient temperature of the wind power plant; Generator temperature of the wind turbine; Pitch angle of the rotor blades of the wind turbine.
  • a standard deviation can be determined based on the one or more sizes, this standard deviation is used in the determination of the expected efficiency in the implementation of the method in order to improve the accuracy of the method.

Abstract

Die Offenbarung betrifft ein Überwachungsverfahren für eine Windkraftanlage und eine zugehörige Überwachungs Vorrichtung zum Ausführen des Verfahrens. Das Überwachungsverfahren umfasst ein Bestimmen jeweils einer Messreihe der Effizienz der Windkraftanlage aus einer Rotorleistung und einer Generatorleistung der Windkraftanlage in mindestens einem vorgegebenen Messzeitraum; ein Ermitteln jeweils einer Differenz zwischen einer für den jeweiligen vorgegebenen Messzeitraum erwarteten Effizienz der Windkraftanlage und der bestimmten Effizienz der Windkraftanlage; und ein Bestimmen, aus der jeweiligen Differenz, jeweils eines Betriebszustandes der Windkraftanlage, insbesondere eines Betriebszustandes des Triebstranges der Windkraftanlage.

Description

ÜBERWACHUNGSVERFAHREN FÜR EINE WINDKRAFTANLAGE, ZUGEHÖRIGE ÜBERWACHUNGSVORRICHTUNG SOWIE WINDKRAFTANALGE MIT ÜBERWACHUNGSVORRICHTUNG
TECHNISCHES GEBIET
[0001] Ausführungsformen der Offenbarung betreffen ein Überwachungsverfahren für eine Windkraftanlage, eine zugehörige Überwachungsvorrichtung zum Ausführen des Überwachungsverfahrens sowie eine Windkraftanlage mit der Überwachungsvorrichtung.
STAND DER TECHNIK
[0002] Der Triebstrang einer Windkraftanlage, der typischerweise den Generator, das Getriebe und die zugehörigen Verbindungselemente umfasst, ist im Betrieb hohen Belastungen ausgesetzt. Schäden im Triebstrang können zu einem Ausfall der Windkraftanlage mit langen Stillstandszeiten und/oder hohen Reparaturkosten führen. Eine Überwachung des Triebstrangs kann zu einer frühzeitigen Erkennung von Schäden beitragen und solche Stillstandszeiten und/oder Reparaturkosten vermeiden helfen. Schäden umfassen beispielsweise kurzfristig auftretende Schäden, die zu einer raschen Überhitzung von Komponenten des Triebstranges führen, oder Langzeitschäden wie z. B. Verschleiß.
[0003] Aus dem Stand der Technik sind Überwachungsverfahren zum Erkennen kurzfristiger Schäden bekannt. Beispielsweise kommt ein Temperatur-Überwachungssystem mit Temperatursensoren zum Einsatz, das eine lokale oder verteilte Überhitzung von Komponenten des Trieb Stranges detektieren kann und im Ansprechen auf eine erkannte Überhitzung ein Alarmsignal ausgibt und/oder die Windkraftanlage in einen sicheren Zustand bringt, z. B. einen Abschaltzustand.
[0004] Im Stand der Technik sind auch Überwachungsverfahren zum Erkennen von Langzeitschäden bekannt. Übliche Überwachungs verfahren vergleichen eine gemessene Vibrationscharakteristik am Getriebe mit einer modellierten und/oder angelernten Vibration für einen bestimmten Betriebspunkt. Außerdem kommen Partikelzähler zum Einsatz, die eine Partikelzahl im Getriebeöl bestimmen können.
[0005] Sollen sowohl kurzfristige Schäden als auch Langzeitschäden detektiert werden, dann werden gemäß dem Stand der Technik die oben erwähnten Technologien kombiniert, was zu einem hohen Komplexitätsgrad führt. Bei einer Temperaturerkennung und auch bei einer Vibrationsmessung werden außerdem nur dedizierte Messstellen (Messorte) überwacht, was die Detektionsgenauigkeit verringern kann.
[0006] Es ist eine Aufgabe der vorliegenden Offenbarung, ein Überwachungsverfahren oder eine Überwachungsvorrichtung für eine Windkraftanlage anzugeben, das gegenüber der aus dem Stand der Technik bekannten Technologie einfach konfiguriert werden kann und/oder dazu geeignet ist, Kurz- wie Langzeitschäden zu detektieren.
ZUSAMMENFASSUNG DER ERFINDUNG
[0007] Gemäß Ausführungsformen wird ein Überwachungsverfahren für eine Windkraftanlage angegeben. Das Verfahren umfasst ein Bestimmen jeweils einer Messreihe der Effizienz der Windkraftanlage aus einer Rotorleistung und einer Generatorleistung der Windkraftanlage in mindestens einem vorgegebenen Messzeitraum; ein Ermitteln jeweils einer Differenz zwischen einer für den jeweiligen vorgegebenen Messzeitraum erwarteten Effizienz der Windkraftanlage und der bestimmten Effizienz der Windkraftanlage; und ein Bestimmen, aus der jeweiligen Differenz, jeweils eines Betriebszustandes der Windkraftanlage, insbesondere eines Betriebszustandes des Triebstranges der W indkraftanlage .
[0008] Gemäß Ausführungsformen wird eine Überwachungsvorrichtung für eine
Windkraftanlage angegeben. Die Überwachungsvorrichtung umfasst eine Steuerung, die derart konfiguriert ist, dass sie das hierin beschriebene Überwachungsverfahren ausführt.
[0009] Gemäß Ausführungsformen wird eine Windkraftanlage angegeben, die eine hierin beschriebene Überwachungs Vorrichtung umfasst.
KURZE BESCHREIBUNG DER ZEICHNUNGEN
[0010] Ausführungsbeispiele sind in den Zeichnungen dargestellt und in der nachfolgenden Beschreibung näher erläutert. In den Zeichnungen zeigen:
[0011] Fig. 1 ein schematisches Blockdiagramm von Komponenten zum Erläutern eines hierin offenbarten Überwachungsverfahrens für eine Windkraftanlage;
[0012] Fig. 2 ein schematisches Blockdiagramm einer Windkraftanlage mit einer hierin beschriebenen Überwachungsvorrichtung; [0013] Fig. 3 ein schematisches Ablaufdiagramm eines Überwachungsverfahrens für eine Windkraftanlage gemäß einer Ausführungsform; und
[0014] Fig. 4 ein schematisches Ablaufdiagramm eines Überwachungsverfahrens für eine Windkraftanlage gemäß einer weiteren Ausführungsform.
BESCHREIBUNG VON AUSFÜHRUNGSFORMEN
[0015] Im Folgenden wird detaillierter Bezug genommen auf verschiedene Ausführungsformen der Erfindung, wobei ein oder mehrere Beispiele in den Zeichnungen veranschaulicht sind.
[0016] Fig. 1 zeigt ein schematisches Blockdiagramm von Komponenten zum Erläutern eines hierin offenbarten Überwachungsverfahrens für eine Windkraftanlage. Fig. 2 zeigt ein schematisches Blockdiagramm einer Windkraftanlage 1, die eine hierin beschriebene Überwachungsvorrichtung 100 umfasst. Die Überwachungsvorrichtung 100 ist dazu konfiguriert, das hierin beschriebene Überwachungsverfahren auszuführen. Im Folgenden beziehen sich Ausführungen betreffend das Überwachungsverfahren auch auf eine zur entsprechenden Ausführung konfigurierte Überwachungs Vorrichtung 100.
[0017] Es wird beispielhaft eine Windkraftanlage 1 mit drei Rotorblättern angenommen; die vorliegende Offenbarung ist darauf aber nicht beschränkt.
[0018] In Fig. 1 sind an einem ersten Rotorblatt der Windkraftanlage 1 an einer oder mehreren geeigneten Stellen ein oder mehrere Dehnungssensoren lOa angeordnet, die ihre Messsignale an eine Biegemomentberechnungseinheit 20a ausgeben. Die Biegemomentberechnungseinheit 20a führt das berechnete Biegemomentsignal einer Transformationseinheit 2la zu. Die Transformationseinheit 2la nimmt außerdem einen Pitch winkel von einem Pitch winkelgeber l la entgegen und transformiert das berechnete Biegemomentsignal unter Verwendung des Pitch winkels in ein Biegemomentsignal des ersten Rotorblatts in Rotorkoordinaten.
[0019] Für ein zweites und ein drittes Rotorblatt der Windkraftanlage sind in analoger Weise ein oder mehrere Dehnungssensoren lOb bzw. lOc, Biegemomentberechnungseinheiten 20b bzw. 20c und Transformationseinheiten 2lb bzw. 2lc bereitgestellt.
[0020] Die Biegemomentsignale für das erste, zweite und dritte Rotorblatt in Rotorkoordinaten werden in einer Rotorleistungs-Berechnungseinheit 22 aufsummiert. Der Rotorleistungs-Berechnungseinheit 22 wird außerdem eine mittels eines Rotorgeschwindigkeitssensors 12 gemessene oder anderweitig ermittelte momentane Rotorgeschwindigkeit zugeführt. Aus den aufsummierten Biegemomenten und der Rotorgeschwindigkeit wird eine momentane Rotorleistung bestimmt. Außerdem wird messtechnisch, beispielsweise mittels einer Generatorleistungs-Messeinrichtung 13, oder anderweitig eine momentane Generatorleistung bestimmt.
[0021] Der oben beschriebene Weg zum Erhalten der momentanen Rotorleistung und der momentanen Generatorleistung ist beispielhaft, und die momentane Rotorleistung und/oder die momentane Generatorleistung können auch anderweitig ermittelt werden.
[0022] Die momentane Rotorleistung und die momentane Generatorleistung werden der Überwachungsvorrichtung 100 zugeführt, die in Fig. 1 schematisch mit einer unterbrochenen Linie dargestellt ist und in dem in Fig. 1 gezeigten Ausführungsbeispiel weitere Komponenten aufweist, die untenstehend noch erläutert werden.
[0023] Die Überwachung s Vorrichtung 100 ist dazu konfiguriert, ein hierin offenbartes Überwachungsverfahren auszuführen.
[0024] Das Überwachungsverfahren gemäß einer Ausführungsform umfasst, wie in dem Ablaufdiagramm in Fig. 3 gezeigt, in 1010 ein Bestimmen jeweils einer Messreihe der Effizienz der Windkraftanlage 1 aus der Rotorleistung und der Generatorleistung der Windkraftanlage. Die Messreihe wird in mindestens einem vorgegebenen oder vorgebbaren Messzeitraum bestimmt und/oder für diesen Messzeitraum aufgezeichnet. Die (tatsächliche) Effizienz wird für diesen Messzeitraum bestimmt, insbesondere als mittlere Effizienz für diesen Messzeitraum.
[0025] In 1011 wird eine Differenz zwischen einer für den jeweiligen vorgegebenen Messzeitraum erwarteten Effizienz der Windkraftanlage und der in 1010 bestimmten Effizienz der Windkraftanlage 1 ermittelt. Aus der Differenz wird in 1012 jeweils ein Betriebszustand der Windkraftanlage 1 bestimmt. Der Betriebszustand umfasst insbesondere einen Betriebszustand des Triebstranges der Windkraftanlage 1.
[0026] Bei Ausführungsformen umfasst das Verfahren, wie in dem Ablaufdiagramm in Fig. 4 gezeigt, ferner ein Bestimmen der Rotorleistung in Anlehnung an die oben in Zusammenhang mit Fig. 1 beschriebene Technologie. Insbesondere umfasst das Bestimmen der Rotorleistung in 1001 das Bestimmen eines Biegemoments jedes Rotorblatts der Windkraftanlage 1 aus einer gemessenen Dehnung oder mehreren gemessenen Dehnungen des jeweiligen Rotorblatts; in 1002 das Bestimmen einer Rotorgeschwindigkeit des Rotors der Windkraftanlage 1; und in 1003 das Summieren der Biegemomente und das Multiplizieren der summierten Biegemomente mit der Rotorgeschwindigkeit, um die Rotorleistung zu erhalten.
[0027] Unter erneuter Bezugnahme auf Fig. 1 umfasst die Überwachungsvorrichtung 100 gemäß der dargestellten Ausführungsform eine Effizienz-Berechnungseinheit 23, die so konfiguriert ist, dass sie die momentane Effizienz aus der ihr zugeführten momentanen Rotorleistung und der ihr zugeführten momentanen Generatorleistung berechnet.
[0028] Die Überwachungsvorrichtung 100 umfasst außerdem ein anlagenspezifisches Modell 30, beispielsweise mathematisches Modell, der zu erwartenden Effizienz. Dem Modell 30 wird typischerweise der Betriebspunkt der Windkraftanlage 1 für den vorgegebenen Messzeitraum zugeführt. Dem Modell 30 können auch Anlagenparameter für den vorgegebenen Messzeitraum zugeführt werden, aus welchen der Betriebspunkt bestimmt werden kann, beispielsweise und ohne Beschränkung eine Windgeschwindigkeit, eine Windrichtung, eine Außentemperatur, eine Generatortemperatur, ein Pitchwinkel und dergleichen. Das Modell gibt anhand des Betriebspunkts bzw. der Anlagenparameter die erwartete Effizienz aus.
[0029] Einer Differenzbildungseinheit 25 wird die mittels der Effizienz- Berechnungseinheit 23 berechnete momentane Effizienz und die mittels des Modells bestimmte erwartete Effizienz zugeführt, und die Differenzbildungseinheit 25 ermittelt die Differenz, oder Abweichung, zwischen der erwarteten Effizienz und (tatsächlichen) momentanen Effizienz. Die Differenzbildung kann auch eine Absolutwertbildung beinhalten.
[0030] Wie in Fig. 1 gezeigt, kann in die Differenzbildungseinheit 25 optional auch ein Signal aus einem oder mehreren zusätzlichen Sensoren 14 eingegeben werden, um das Ergebnis der Differenzbildung zu verbessern. Die zusätzlichen Sensoren 14 können insbesondere einen Generatorleistungssensor, einen Windgeschwindigkeitssensor, einen Windrichtungssensor, einen Generatortemperatursensor und/oder einen Pitchwinkelsensor umfassen. Die genannten Größen können auch indirekt aus anderen Anlagenparametem abgeleitet werden und der Differenzbildungseinheit 25 zugeführt werden. Beispielsweise können die Größen auch in Form von SCADA-Parametem oder dergleichen verfügbar sein. [0031] Die Differenz wird einer Filtereinheit 26 zugeführt. Die Filtereinheit 26 bezieht die Differenz auf den Messzeitraum und wendet in Abhängigkeit des Messzeitraums, beispielsweise der Länge des Messzeitraums, einen passenden oberen oder unteren Schwellenwert an. Der Messzeitraum wird in Zeitfenster unterteilt, über welche jeweils die Differenz betrachtet wird. Die Zeitfenster werden so gewählt, dass angenommen werden kann, dass die Windgeschwindigkeit in dem Zeitfenster konstant oder näherungsweise konstant ist. Die Filtereinheit 26 mittelt dabei lokale Schwankungen der Effizienz aus, was dazu beitragen kann, turbulente Effekte wie z. B. starke Windböen etc. nicht überzubewerten.
[0032] Bei Ausführungsformen wird eine erste Messreihe der Effizienz in einem ersten vorgegebenen oder vorgebbaren Messzeitraum bestimmt, und eine zweite Messreihe der Effizienz wird in einem zweiten vorgegebenen oder vorgebbaren Messzeitraum bestimmt. Der erste Messzeitraum ist kürzer als der zweite Messzeitraum.
[0033] Beispielsweise ist der erste Messzeitraum zwischen 10 Sekunden und 10 Minuten lang, typischerweise zwischen 10 Sekunden und 1 Minute. In einem solchen kurzen Messzeitraum können insbesondere kurzfristig auftretende Schäden detektiert werden, wie sie z. B. mit plötzlich auftretendem Bauteilversagen einhergehen. Ein Schwellenwert in diesem kurzen Messzeitraum kann beispielsweise so gewählt werden, dass er eine große Abweichung zwischen der erwarteten Effizienz und der (tatsächlichen) momentanen Effizienz angibt, z. B. mehr als 30% oder mehr als 50%.
[0034] Beispielsweise ist der zweite Messzeitraum länger als 10 Minuten, typischerweise länger als 1 Stunde oder länger als 1 Tag oder länger als 10 Tage. In einem solchen langen Messzeitraum können Langfristschäden detektiert werden, wie sie mit einer langsamen Schadensentwicklung einhergehen, z. B. Verschleiß Schäden. Ein Schwellenwert in diesem langen Messzeitraum kann beispielsweise so gewählt werden, dass er eine vergleichsweise kleine Abweichung zwischen der erwarteten Effizienz und der (tatsächlichen) momentanen Effizienz angibt, z. B. mehr als 5% oder mehr als 10%.
[0035] Bei Ausführungsformen können mehr als die zwei Messzeiträume vorgesehen sein, die jeweils unterschiedlich lang sind oder zu unterschiedlichen Zeitpunkten beginnen. Die jeweiligen Messzeiträume können sich überlappen.
[0036] Bei Ausführungsformen wird die jeweilige Differenz mit einem oberen oder unteren vorgegebenen oder vorgebbaren Schwellenwert verglichen. Wenn der Vergleich ergibt, dass der obere Schwellenwert überschritten ist oder dass der untere Schwellenwert unterschritten wird, wird bestimmt, dass ein Fehlerzustand der Windkraftanlage vorliegt.
[0037] Bezogen auf Fig. 1 kann das Bestimmen, dass ein Fehlerzustand der Windkraftanlage vorliegt, durch die Filtereinheit 26 vorgenommen werden. Bezogen auf den Fehlerzustand kann auch zwischen einem Kurzfrist-Fehlerzustand und einem Langfrist- Fehlerzustand unterschieden werden, indem die Bestimmung auf den jeweils passenden von erstem und zweitem Messzeitraum bezogen wird. Wenn die Filtereinheit 26 einen Kurzfrist- Fehlerzustand bestimmt, dann kann sie ein Signal an einem zugeordneten ersten Signalausgang l5a ausgeben. Wenn die Filtereinheit 26 einen Langfrist-Fehlerzustand bestimmt, dann kann sie ein Signal an einem zugeordneten zweiten Signalausgang l5b ausgeben. Die Signalausgänge l5a, l5b können einer übergeordneten Steuerung zugeführt werden, die in Abhängigkeit des Signalpegels an den Signalausgängen l5a, l5b entsprechende Maßnahmen einleitet. Die Maßnahmen können umfassen, ohne darauf beschränkt zu sein: Alarmierung, Fehlerausgabe, Anpassung einer Anlagensteuerung, Anhalten der Windkraftanlage 1.
[0038] Mit den verschieden langen Messzeiträumen und daran angepasste Schwellenwerte lässt sich ein großer Schaden (Kurzfrist-Schaden) sehr schnell detektieren, während auch kleine Schäden (Langfrist-Schäden) nach längerer Zeit zuverlässig erkannt werden können.
[0039] Bei Ausführungsformen umfasst das Bestimmen des Betriebszustandes der Windkraftanlage ein Vergleichen der Differenz für den ersten Messzeitraum mit einem oberen oder unteren vorgegebenen oder vorgebbaren ersten Schwellenwert und ein Vergleichen der Differenz für den zweiten Messzeitraum mit einem oberen oder unteren vorgegebenen oder vorgebbaren zweiten Schwellenwert. Wenn der Vergleich ergibt, dass der erste obere Schwellenwert überschritten wird oder der erste untere Schwellenwert unterschritten wird, wird bestimmt, dass ein Überhitzungszustand der Windkraftanlage vorliegt. Wenn der Vergleich ergibt, dass der zweite obere Schwellenwert überschritten wird oder der zweite untere Schwellenwert unterschritten wird, wird bestimmt, dass ein Verschleißzustand der Windkraftanlage vorliegt.
[0040] Bei Ausführungsformen umfasst das Verfahren ferner ein Bestimmen der für den vorgegebenen Messzeitraum erwarteten Effizienz aus einer oder mehreren der folgenden Größen: Generatorleistung der Windkraftanlage, Windgeschwindigkeit an der Windkraftanlage, Windrichtung der Windkraftanlage, Umgebungstemperatur der Windkraftanlage; Generatortemperatur der Windkraftanlage; Pitch winkel der Rotorblätter der Windkraftanlage. Dies erfolgt beispielsweise, indem eine oder mehrere der genannten Größen dem Modell 30 zugeführt werden und im Modell 30 entsprechend verrechnet werden.
[0041] Bei Ausführungsformen umfasst das Verfahren ferner ein Festlegen eines Modells mit Modellparametem für die erwartete Effizienz der Windkraftanlage 1, beispielsweise in dem Modell 30. Das Modell 30 ist typischerweise anlagenspezifisch angepasst. Ein anlagenspezifisch angepasstes Modell ermöglicht zunächst absolute Aussagen über die W indkraftanlage .
[0042] Es gibt Zeiträume, in welchen mit einer Verschlechterung des Betriebszustandes nicht zu rechnen ist. Ein Beispiel für einen solchen Zeitraum ist ein Zeitraum kurz nach der ersten Inbetriebnahme einer Windkraftanlage 1, beispielweise ein Zeitraum, der die ersten ein bis drei Monate nach der ersten Inbetriebnahme einer Windkraftanlage 1 beinhaltet.
[0043] Gemäß der Ausführungsform werden während eines solchen Zeitraums, in welchem mit einer Verschlechterung des Betriebszustandes nicht zu rechnen ist, die Modellparameter des Modells 30 anhand der bestimmten Messreihe der Effizienz aktualisiert. Diese Aktualisierung erfolgt in Abhängigkeit einer oder mehrerer der folgenden Größen: Generatorleistung der Windkraftanlage, Windgeschwindigkeit an der Windkraftanlage, Windrichtung der Windkraftanlage, Umgebungstemperatur der Windkraftanlage; Generatortemperatur der Windkraftanlage; Pitchwinkel der Rotorblätter der Windkraftanlage.
[0044] In dieser Anlemphase kann beispielsweise eine Standardabweichung bezogen auf die eine oder mehreren Größen bestimmt werden, wobei diese Standardabweichung bei der Bestimmung der erwarteten Effizienz bei der Durchführung des Verfahrens verwendet wird, um die Genauigkeit des Verfahrens zu verbessern.
[0045] Mit den hierin beschriebenen Verfahren und Vorrichtungen ist es möglich, auf ein dediziertes Messsystem für die Triebstrangüberwachung und die Generatorüberwachung zu verzichten. So ist es beispielsweise möglich, ein Blattlast-Messsystem zur Überwachung des Triebstranges der Windkraftanlage 1 zu verwenden. Außerdem ist die Überwachung des gesamten Triebstranges (vom Rotor über das ggf. vorhandene Getriebe bis zum Generator) möglich. Es sind bei den hierin beschriebenen Lösungen keine zusätzlichen Sensoren im Bereich des Triebstrangs inkl. des Generators notwendig. [0046] Obwohl die vorliegende Erfindung vorstehend anhand typischer Ausführungsbeispiele beschrieben wurde, ist sie darauf nicht beschränkt, sondern auf vielfältige Weise modifizierbar. Auch ist die Erfindung nicht auf die genannten Anwendungsmöglichkeiten beschränkt.

Claims

PATENTANSPRÜCHE
1. Überwachungsverfahren für eine Windkraftanlage, umfassend:
Bestimmen (1010) jeweils einer Messreihe der Effizienz der Windkraftanlage aus einer Rotorleistung und einer Generatorleistung der Windkraftanlage in mindestens einem vorgegebenen Messzeitraum;
Ermitteln (1011) jeweils einer Differenz zwischen einer für den jeweiligen vorgegebenen Messzeitraum erwarteten Effizienz der Windkraftanlage und der bestimmten Effizienz der Windkraftanlage, wobei ein Modell anhand von
Anlagenparametem die erwartete Effizienz ausgibt;
Bestimmen (1012), aus der jeweiligen Differenz, jeweils eines Betriebszustandes der Windkraftanlage, insbesondere eines Betriebszustandes des Triebstranges der Windkraftanlage.
2. Überwachungsverfahren nach Anspruch 1, ferner umfassend ein Bestimmen der
Rotorleistung mit:
Bestimmen (1001) eines Biegemoments jedes Rotorblatts aus einer gemessenen Dehnung des jeweiligen Rotorblatts;
Bestimmen (1002) einer Rotorgeschwindigkeit des Rotors der Windkraftanlage;
Summieren (1003) der Biegemomente und Multiplizieren der summierten
Biegemomente mit der Rotorgeschwindigkeit.
3. Überwachungsverfahren nach Anspruch 1 oder 2, wobei das Bestimmen der Messreihe der Effizienz umfasst: Bestimmen einer ersten Messreihe der Effizienz in einem ersten vorgegebenen Messzeitraum, und Bestimmen einer zweiten Messreihe der Effizienz in einem zweiten vorgegebenen Messzeitraum, wobei der erste Messzeitraum kürzer als der zweite Messzeitraum ist.
4. Überwachungsverfahren nach Anspruch 3, wobei der erste Messzeitraum einen Zeitraum im Bereich zwischen 10 Sekunden und 10 Minuten, typischerweise im Bereich zwischen 10 Sekunden und 1 Minute umfasst, und wobei der zweite Messzeitraum länger als 10 Minuten ist, typischerweise länger als 1 Stunde oder länger als 1 Tag.
5. Überwachungsverfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche, wobei das
Bestimmen des Betriebszustandes der Windkraftanlage umfasst:
Vergleichen der jeweiligen Differenz mit einem oberen oder unteren vorgegebenen oder vorgebbaren Schwellenwert; wenn der Vergleich ergibt, dass der obere Schwellenwert überschritten wird oder der untere Schwellenwert unterschritten wird: Bestimmen, dass ein Fehlerzustand der Windkraftanlage vorliegt.
6. Überwachungsverfahren nach Anspruch 3 oder 4, wobei das Bestimmen des
Betriebszustandes der Windkraftanlage umfasst:
Vergleichen der Differenz für den ersten Messzeitraum mit einem oberen oder unteren vorgegebenen oder vorgebbaren ersten Schwellenwert;
Vergleichen der Differenz für den zweiten Messzeitraum mit einem oberen oder unteren vorgegebenen oder vorgebbaren zweiten Schwellenwert; wenn der Vergleich ergibt, dass der erste obere Schwellenwert überschritten wird oder der erste untere Schwellenwert unterschritten wird: Bestimmen, dass ein
Überhitzungszustand der Windkraftanlage vorliegt; wenn der Vergleich ergibt, dass der zweite obere Schwellenwert überschritten wird oder der zweite untere Schwellenwert unterschritten wird: Bestimmen, dass ein Verschleißzustand der Windkraftanlage vorliegt.
7. Überwachungsverfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche, ferner umfassend: Bestimmen der für den vorgegebenen Messzeitraum erwarteten Effizienz aus einer oder mehreren der folgenden Größen: Generatorleistung der Windkraftanlage, Windgeschwindigkeit an der Windkraftanlage, Windrichtung der Windkraftanlage, Umgebungstemperatur der Windkraftanlage; Generatortemperatur der
Windkraftanlage; Pitchwinkel der Rotorblätter der Windkraftanlage.
8. Überwachungsverfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche, ferner umfassend:
Festlegen eines Modells mit Modellparametem für die erwartete Effizienz der Windkraftanlage; in einem Zeitraum, in welchem mit einer Verschlechterung des Betriebszustandes nicht zu rechnen ist: Aktualisieren der Modellparameter anhand der bestimmten Messreihe der Effizienz in Abhängigkeit mindestens einer der folgenden Größen: Generatorleistung der Windkraftanlage, Windgeschwindigkeit an der
Windkraftanlage, Windrichtung der Windkraftanlage, Umgebungstemperatur der Windkraftanlage; Generatortemperatur der Windkraftanlage; Pitchwinkel der
Rotorblätter der Windkraftanlage.
9. Überwachungsvorrichtung (100) für eine Windkraftanlage, umfassend eine Steuerung, die derart konfiguriert ist, dass sie das Überwachungsverfahren nach einem der
vorhergehenden Ansprüche ausführt.
10. Windkraftanlage (1), umfassend eine Überwachungsvorrichtung (100) nach Anspruch 9.
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