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WO2016091945A1 - Verfahren und vorrichtung zum überwachen einer windenergieanlage - Google Patents

Verfahren und vorrichtung zum überwachen einer windenergieanlage Download PDF

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WO2016091945A1
WO2016091945A1 PCT/EP2015/079107 EP2015079107W WO2016091945A1 WO 2016091945 A1 WO2016091945 A1 WO 2016091945A1 EP 2015079107 W EP2015079107 W EP 2015079107W WO 2016091945 A1 WO2016091945 A1 WO 2016091945A1
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WO
WIPO (PCT)
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rotor
signal
wind turbine
frequency
sensor
Prior art date
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Application number
PCT/EP2015/079107
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English (en)
French (fr)
Inventor
Sebastian Grimm
Alexander Werkmeister
Sebastian Schmidt
Daniel Brenner
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Robert Bosch GmbH
Original Assignee
Robert Bosch GmbH
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
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Publication date
Application filed by Robert Bosch GmbH filed Critical Robert Bosch GmbH
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    • F03D7/00—Controlling wind motors 
    • F03D7/02—Controlling wind motors  the wind motors having rotation axis substantially parallel to the air flow entering the rotor
    • F03D7/0296—Controlling wind motors  the wind motors having rotation axis substantially parallel to the air flow entering the rotor to prevent, counteract or reduce noise emissions
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    • F03D—WIND MOTORS
    • F03D17/00—Monitoring or testing of wind motors, e.g. diagnostics
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    • Y02E10/70—Wind energy
    • Y02E10/72—Wind turbines with rotation axis in wind direction

Definitions

  • the present invention relates to a method for monitoring a
  • Wind turbine on a corresponding device for monitoring a
  • Wind turbine to a corresponding wind turbine and a corresponding computer program.
  • Wind turbines are built higher and are therefore exposed to heavier loads.
  • the rotor is balanced.
  • the leaves are trimmed, are placed in them in the balancing weights, which eliminate mass imbalance.
  • aerodynamic imbalances can be a burden on components of the wind turbine.
  • an offline survey can be done by on-site staff at specific intervals.
  • a minimization of aerodynamic imbalances is performed by adjusting the bending moments during one revolution of the wind turbines.
  • the presented approach is based on the finding that an imbalance in the rotor of a wind energy plant can be determined by using two rotational angle signals, which represent the profile of the rotational angle of two rotor blades.
  • Wind turbine wherein the wind turbine driving a drive train Rotor having a first rotor blade and at least one second rotor blade, wherein the method comprises at least the following step:
  • Wind turbine to be understood.
  • a rotor of the wind turbine is rotated by wind or wind energy in rotation and driven with the rotor, an electric generator.
  • the rotor may have at least two rotor blades, in particular three rotor blades, but also four or more blades.
  • the rotation signal may represent a rotation frequency, a torque, a rotation angle or an acceleration about an axis of rotation.
  • a course of a rotation angle or the angular velocity of a rotor blade or the torque of the drive shaft can be detected by a sensor such as
  • an acceleration sensor, a rotation rate sensor or gyroscope, a rotation angle sensor or Inclinometer or a strain gauge can be detected or derived from a corresponding sensor signal.
  • the sensor can be arranged at a reference point of a rotor blade of the wind energy plant.
  • the imbalance may characterize a principal axis of inertia of the rotor which does not correspond to a rotational axis of the rotor.
  • An imbalance of the rotor can lead to vibrations and increased wear on the wind turbine.
  • a mass imbalance or aerodynamic imbalance of the wind turbine can be determined.
  • a phase angle of the rotary signal can be determined to a reference zero point.
  • the unbalance information can be determined using the phase position.
  • a zero crossing of the rotation signal may differ from the expected reference zero point.
  • an imbalance information can be obtained from the phase position, which can also show a shift of the rotational signal to a reference rotational signal or an expected rotational signal.
  • a phase shift can correspond to an angular position of a mass imbalance.
  • Rotational signal can be determined.
  • the step of determining a Blattpassierfrequenz per rotor blade of the rotor can be determined using the rotation signal.
  • the imbalance information using a phase relationship between the first
  • Imbalance information can be obtained using the phase relationship between the
  • Sheet pass frequencies are determined.
  • the rotation signal can be a first rotation angle signal as the course of a first reference point on the drive shaft and a second rotation angle signal as the course of a second
  • Reference point on the drive shaft include. The first reference point on the first
  • the rotor blade and the second reference point on the second rotor blade may correspond to the position with respect to the rotor blade. Thus it can be concluded from an angle between the two reference points or from an angle between the two rotational angle signals to an angle between the two rotor blades.
  • the first rotational angle signal may represent a phase angle of a first rotor rotational frequency of the first rotor blade.
  • the second rotational angle signal may represent a second phase position of a second rotor rotational frequency of the second rotor blade.
  • the first rotational angle signal may represent a first signal provided by a first sensor located at the first reference point on the first rotor blade
  • the second rotational angle signal may represent a second signal provided by a second sensor disposed at the second reference point on the second rotor blade.
  • Differential angle of the target angle can show an imbalance.
  • the first sensor may be embodied as a first acceleration sensor or a first magnetic sensor.
  • the second sensor may be designed as a second acceleration sensor or a second magnetic sensor.
  • the imbalance information may be using one of the sensors provided rotational position course of the respective rotor blade can be determined.
  • the rotational position course in each case represent a rotational position of a rotor blade of the wind turbine over time. It is also favorable if, in one embodiment, the method comprises a step of
  • the signals used in the step of determining can be fed to the process.
  • the method comprises a step of
  • Control signal for driving at least one pitch angle of the at least one rotor blade of the rotor can be provided.
  • the control signal may be formed, the
  • Adjust pitch angle for each rotor blade of the rotor individually or provide a control variable for adjusting the individual pitch angle of the rotor blades.
  • a further control signal for controlling a rotational angle of the rotor can be provided in order to correct an aerodynamic imbalance.
  • the present invention further provides an apparatus for monitoring a
  • Wind turbine wherein the device is adapted to the steps of a
  • a device can be understood as meaning an electrical device which processes sensor signals and outputs control and / or data signals in dependence thereon.
  • the device may have an interface, which may be formed in hardware and / or software.
  • the interfaces can be part of a so-called system ASIC, for example, which contains a wide variety of functions of the device.
  • the interfaces are their own integrated circuits or at least partially consist of discrete components.
  • the interfaces may be software modules that are present, for example, on a microcontroller in addition to other software modules.
  • a wind energy plant with a tower, a nacelle arranged on the tower, a rotor arranged on the nacelle with a plurality of rotor blades and with a variant of a device for monitoring the wind energy plant described here are presented.
  • the device can be integrated into the wind energy plant.
  • a wind turbine may include a rotor which may be driven by wind impinging on the rotor.
  • the kinetic energy can be converted into electrical energy using a generator.
  • the rotor shaft may comprise a transmission with at least one gear stage.
  • the rotor can rotate about a rotor shaft while driving a generator to generate electrical energy.
  • a computer program product with program code which can be stored on a machine-readable carrier such as a semiconductor memory, a hard disk memory or an optical memory and is used to carry out the method according to one of the embodiments described above, if the
  • Program product is executed on a computer or a device.
  • Fig. 1 is a schematic representation of a wind turbine according to a
  • Fig. 2 is a block diagram of a device according to an embodiment of
  • FIG. 3 is a flowchart of a method according to an embodiment of the present invention.
  • 4 shows a simplified representation of a phase angle of the rotor rotational frequency between two rotor blades according to an exemplary embodiment of the present invention
  • 5 is a simplified illustration of a frequency signal having a characteristic frequency at twice the rotor rotational frequency according to an embodiment of the present invention
  • FIG. 6 is a simplified illustration of a frequency signal having a meshing frequency as the characteristic frequency according to an embodiment of the present invention
  • FIG. 7 is a simplified illustration of an amplitude of the meshing frequency over a rotor revolution in accordance with one embodiment of the present invention.
  • FIG. 1 shows a schematic representation of a wind turbine 100 according to a
  • the wind energy plant 100 comprises a tower 102, a pod 104 rotatably mounted on the tower 102, and a rotor 106 arranged on the pod 104.
  • the rotor 106 comprises three rotor blades 108, which are also known as the first rotor blade 108a. second rotor blade 108b and third rotor blade 108c.
  • the rotor blades 108 are connected via a rotor hub 109.
  • the rotor 106 rotates about the rotor hub 109, or a rotor shaft 1 10 or rotor axis 1 10. In this case, the rotor 106 drives a drive train 1 12 at.
  • the drive train 1 12 may have a transmission 1 14 with a gear stage 1 16 and a generator 1 18 on.
  • the wind energy plant 100 comprises a device 120 for monitoring the wind energy plant 100 and at least one sensor 122.
  • a sensor 122 is arranged on the gear stage 16 and on the generator 118.
  • a sensor 122 is arranged on the rotor blades 108.
  • a sensor 122 may be on the rotor shaft 1 10m that of a drive shaft of the wind turbine 100 corresponds to be arranged.
  • the sensor 122 is configured in one embodiment to detect an acceleration, yaw rate, sheet passing frequency or torque acting on it and to provide it as a sensor signal 124 or as a rotation signal 124.
  • An imbalance of the rotor 106 usually leads to a vibration of the tower 102 of the wind turbine 100 transversely to the rotor axis 1 10 and across the tower 102, if it is a mass imbalance.
  • An aerodynamic imbalance can be seen in particular if the corresponding rotor blade 108 points upwards.
  • the device 120 is designed to determine, using the rotation signal, an imbalance information 126 representing an imbalance of the wind energy plant in order to monitor the wind energy plant 100.
  • the rotation signal 124 represents an angular velocity or a torque.
  • the device 120 is designed to determine from the rotation signal 124 a blade passing frequency per rotor blade.
  • the device 120 is configured to determine a phase position of the rotation signal 124 to read about it
  • a drive shaft to rotate about the rotor axis components of the wind turbine that is, the rotor 106 with the
  • Rotor blades 108 and elements of the drive train 1 12 denotes.
  • the device 120 is designed to determine an imbalance of a rotor blade 108 by measuring the phase angle of the rotational angle signals between the rotor blades 108.
  • Rotation angle position signals are either obtained from the rotation signal 124 or alternatively detected by detectors 122 such as acceleration sensors 122 or magnetic sensors 122 in the rotor blades 108.
  • the determined imbalance can be compensated by means of the single-sheet pitch control (individual pitch control), as far as it is an aerodynamic imbalance.
  • a control target would be to set the phase difference of a predetermined frequency such as the harmonic rotation frequency p to a fixed value (for example, 120 ° for three rotor blades).
  • Some typical causes of mass imbalance and aerodynamic unbalance are: an unequal mass of the rotor blades 108, an uneven distribution of the rotor blade mass, an imbalance of the hub, an eccentricity of the rotor, a bent main shaft, a pitch error of the hub (120 °), rotor blade misalignment
  • an imbalance may be temporarily caused by environmental influences.
  • Mass imbalance may be exhibited by vibration of the tower head or nacelle 104 substantially transverse to the drive shaft and transverse to the main extent of the tower 102.
  • An aerodynamic imbalance can be manifested by a characteristic signal change if the rotor blade concerned points vertically upwards.
  • sensors 122 in the rotor blades 108 determine the tower natural frequencies, the rotor rotation frequency (1 p) and the double rotor rotation frequency (2p).
  • acceleration sensors, yaw rate sensors (gyroscopes), rotational angle sensors (inclinometers) and strain gauges come into consideration as sensors 122.
  • sensors 122 in the nacelle 104 of the wind turbines 100 for example, the generator speed, rotor speed and the transmitted torque can be determined.
  • acceleration sensors, incremental angle meters, protractors, rotary encoders, Hall sensors and strain gauges come into consideration as sensors 122. Based on the amplitude and / or phase angle and / or frequency of
  • Gear engagement frequencies of the individual gear stages, the tower natural frequencies, the rotor rotational frequency (1 p) and twice the rotor rotational frequency (2p) can be detected imbalances.
  • the combination of the evaluation of the individual sensor data makes it possible to classify the imbalances with regard to their causes and their intensity.
  • the comparison of the various features of several wind turbines 100 allows a qualitative statement regarding criticality. For example, this makes it possible to prioritize the planned
  • Aerodynamic imbalances can be corrected, for example, by controlling the pitch angle of the individual blades, provided that each blade is equipped with its own pitch drive.
  • the pitch angle of each sheet 108 is changed individually so as to detect the individual pitch angles for which the rotor rotational frequency (1 p) and / or the double
  • Rotor rotational frequency (2p) occur minimally in the leaves 108 and / or in the drive train. After this adjustment of the aerodynamic properties of the blades 108 to each other via a collective adjustment of all pitch angles maximizing the performance of the wind turbines 100.
  • the apparatus 120 provides detection and root cause analysis of imbalances at wind turbines (WEA) 100 by evaluating one or more sensor signals 124 and methods for minimizing the detected aerodynamic imbalances. This enables detection of aerodynamic imbalances and mass imbalances on wind turbines 100 and minimization of aerodynamic imbalances.
  • WEA wind turbines
  • a change caused for example by aging, can be detected.
  • the device 120 can advantageously monitor a wind turbine 100 permanently and in any operating state, and thus make faster and more accurate statements about the state.
  • a separation between aerodynamic imbalance and mass imbalance is possible.
  • a minimization of aerodynamic imbalances by means of different sensor signals 124 may be possible.
  • sensors 122 in the rotor blades 108 and / or in the nacelle 104 for example, frequency, amplitude and / or phase position of various vibrations can be determined and used to determine a mass imbalance and / or aerodynamic imbalance.
  • These vibrations include the rotational frequency of the rotor 106, twice the rotational frequency of the rotor, the meshing frequencies of the gear stages 1 16, the
  • a detected aerodynamic imbalance is minimized in one embodiment by a method of single blade adjustment.
  • the pitch angle of the rotor blades 108 can be adjusted.
  • the causes of mass imbalance or aerodynamic imbalance can be clearly separated.
  • the device 120 provides immediate detection of a problem, a quantitative assessment for correction, and automation of the measurement process.
  • Fig. 2 shows a block diagram of a device 120 according to an embodiment of the present invention.
  • the device 120 may be one embodiment of an apparatus 120 shown in FIG. 1 for monitoring a wind turbine 100.
  • the device 120 comprises at least one means 230 for determining.
  • the device 230 is designed to determine an imbalance information 126 using a rotation signal 124 to determine the wind turbine
  • the unbalance information 126 represents an imbalance of
  • the rotation signal 124 represents an angular velocity of a drive shaft of the wind energy plant or alternatively a torque on the drive shaft.
  • the means 230 for determining is designed to determine a phase angle of the rotation signal to a reference zero point, wherein the
  • Unbalance information is determined using the phase angle.
  • a phase position not equal to zero indicates an imbalance, wherein a reference position for the imbalance can be determined using the phase position.
  • the means 230 for determining is configured to determine a first blade passing frequency for the first rotor blade and a second blade passing frequency for the second rotor blade using the rotation signal.
  • the imbalance information is obtained using a phase relationship between the first
  • the rotation signal comprises a first rotation angle signal as the course of a first reference point on the drive shaft and a second rotation angle signal as the course of a second reference point on the drive shaft.
  • the first rotational angle signal represents a phase position of a first rotor rotational frequency of the first rotor blade.
  • the second rotational angle signal represents a second phase position of a second rotor rotational frequency of the second rotor blade.
  • the first rotational angle signal represents a first signal provided by a first sensor disposed at the first reference point on the first rotor blade
  • the second rotational angle signal includes a second sensor disposed at the second reference point on the second rotor blade
  • An interface 234 for reading is designed to read in a rotation signal 124.
  • the read-in interface 234 is further configured to read in a speed 236 of a component of the wind turbine.
  • the interface 234 for reading is further formed, a torque signal, a first rotation angle signal and a second rotation angle signal or a rotor speed of the rotor as the rotational speed of
  • the wind turbine monitoring device 120 includes a transformation device 238 configured to provide a frequency signal 240 using the rotation signal 124.
  • a transformation device 238 configured to provide a frequency signal 240 using the rotation signal 124.
  • Device 120 comprises a transformation means 238, the means 230 for determining is adapted to determine the imbalance information 126 using the frequency signal 240. In this case, an amplitude at at least one frequency or in a frequency range is compared with a predetermined threshold value.
  • Monitoring the wind turbine further comprises an optional control device 242, which is designed to provide a control signal 244 for controlling at least one pitch angle of the at least one rotor blade or for controlling a rotational angle of the rotor of the wind turbine.
  • the device 230 is designed to determine which
  • Unbalance information 126 using the speed 236 to determine That's how it is Device 230 for determining optionally formed to determine the rotor speed of the rotor, the double rotor speed of the rotor or a meshing frequency of a gear stage of the drive train and to use for determining the unbalance information 126.
  • FIG. 3 shows a flow diagram of a method 360 for monitoring a
  • the wind power plant may be an exemplary embodiment of a wind power plant 100 shown in FIG. 1.
  • the method 360 includes at least one step 362 of determining an imbalance of the wind turbine
  • Unbalance information using a rotation signal to monitor the wind turbine wherein the rotation signal represents an angular velocity and / or a torque on the drive shaft.
  • FIG. 4 shows a simplified graphical illustration of a phase position 470 of two signals 472, 474 between two rotor blades according to an embodiment of the present invention.
  • the signals 472, 474 represent, depending on the embodiment
  • Rotor rotational frequency a Blattpassierfrequenz, a rotation angle or a torque of an associated rotor blade. It is in the left in Fig. 4 shown Cartesian
  • Coordinate system a signal 472 of a first rotor blade and a signal 472 of a second rotor blade shown over time.
  • the distance 470 represents the phase position 470 between the first signal 472 of the first rotor blade and the second signal 474 of the second rotor blade. In an embodiment, not shown, this can
  • the phase position 470 between two rotor rotational frequencies without imbalance or assembly error is also 120 °.
  • the frequency is shown on the abscissa and the phase position on the ordinate.
  • the illustrated curve 476 shows, for example, the phase relationship between a first rotor blade and a second rotor blade.
  • the signal 476 has a significant amplitude.
  • Further characteristic frequencies such as the double rotor rotational frequency or the meshing frequency, or a frequency range around the characteristic frequencies, shows the curve 476 amplitudes, whose height can be evaluated. The amplitude corresponds to the phase position.
  • An aerodynamic imbalance and / or a mass imbalance causes inter alia a different phase position of the rotor rotational frequency (1 p) of the rotor blades from 120 °
  • Fig. 4 shows a phase angle of the 1 p frequency between the rotor blades.
  • the phase angle is accordingly dependent on the number of rotor blades of the rotor or the angle of the rotor blades to each other.
  • FIG. 5 shows a simplified illustration of a frequency signal 236, 536 having a characteristic frequency 238 at twice the rotor rotational frequency in accordance with FIG. 5
  • the frequency signal 236 may be an embodiment of a frequency signal 236 described in FIG.
  • the abscissa shows the frequency and the ordinate the amplitude.
  • two frequency signals 236, 536 are shown in the Cartesian coordinate system.
  • the first frequency signal 236 shows an imbalance and the second frequency signal 536 shows no imbalance.
  • the abscissa three characteristic frequencies 238 are marked: the rotor rotational frequency p or 1 p, the double rotor rotational frequency 2p and a meshing frequency f z .
  • the signal profiles of the two frequency signals 236, 536 each have a deflection in the range of the three characteristic frequencies 238 mentioned. In this case, the highest amplitude in the range of the rotor rotational frequency p is observed.
  • double rotor rotational frequency p the double rotor rotational frequency
  • Rotor rotational frequency 2p the waveforms of the two frequency signals 236, 536 have a significant difference in amplitude. This shows that this property can be used to detect an imbalance in the wind turbine.
  • a mass imbalance causes, inter alia, a vibration of the tower at right angles to the wind direction. Based on the phase of this vibration can be close to the position of the center of gravity with respect to the axis of rotation, so that the positioning of the
  • Balancing masses can be determined.
  • An aerodynamic imbalance causes, inter alia, a vibration with a simple rotor rotational frequency.
  • a vibration with a simple rotor rotational frequency On the basis of the amplitude of this oscillation, it is possible to conclude, for example, the expression of a pitch angle adjustment of a rotor blade.
  • Fig. 6 shows a simplified representation of a frequency signal 236 with a
  • Gear meshing frequency f z as a characteristic frequency 238 according to a
  • the frequency signal 236 may be an embodiment of a frequency signal 236 described in FIG. As an example of a characteristic frequency 238, the meshing frequency f z is selected.
  • the frequency signal 236 has an amplitude which changes over time in the region of the meshing frequency f z .
  • the variance of the amplitude is designated ⁇ in FIG.
  • a mass imbalance causes a cyclic change in the amplitude of the meshing frequency during one revolution.
  • FIG. 6 shows a change ⁇ in the amplitude of the meshing frequency f z during one revolution.
  • FIG. 7 shows a simplified representation of an amplitude of the meshing frequency f z via a rotor rotation according to an embodiment of the present invention.
  • the meshing frequency f z may be an exemplary embodiment of a tooth meshing frequency f z described in the preceding figures
  • Frequency signal shown at a characteristic frequency In the Cartesian coordinate system, a waveform of a tooth meshing frequency f z is shown via the rotational position ⁇ of the rotor of the wind turbine. The maximum of the amplitude during one revolution of the rotor provides information on which leaf the

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Abstract

Es wird ein Verfahren zum Überwachen einer Windenergieanlage (100), wobei die Windenergieanlage (100) einen einen Antriebsstrang (112) antreibenden Rotor (106) mit einem ersten Rotorblatt (108a) und zumindest einem zweiten Rotorblatt (108b) aufweist, wobei das Verfahren einen Schritt des Ermitteins einer eine Unwucht der Windenergieanlage (100) repräsentierenden Unwuchtinformation (126) unter Verwendung eines Drehsignals (124), um die Windenergieanlage (100) zu überwachen, wobei das Drehsignal (124) eine Winkelgeschwindigkeit und/oder ein Drehmoment an der Antriebswelle (110) repräsentiert.

Description

Verfahren und Vorrichtung zum Überwachen einer Windenergieanlage
Die vorliegende Erfindung bezieht sich auf ein Verfahren zum Überwachen einer
Windenergieanlage, auf eine entsprechende Vorrichtung zum Überwachen einer
Windenergieanlage, auf eine entsprechende Windenergieanlage sowie ein entsprechendes Computerprogramm.
Windenergieanlagen werden höher gebaut und sind dadurch stärkeren Belastungen ausgesetzt. Teilweise wird nach dem Aufbau einer Windkraftanlage der Rotor gewuchtet. Hierzu werden die Blätter getrimmt, in dem in ihnen Ausgleichsmassen angebracht werden, welche eine Massenunwucht eliminieren. Weiterhin können aerodynamische Unwuchten eine Belastung für Komponenten der Windenergieanlage darstellen. Später kann eine Offline-Vermessung durch Personal vor Ort in bestimmten Intervallen erfolgen. Alternativ wird eine Minimierung von aerodynamischen Unwuchten durch Angleichungsverfahren der Biegemomente während einer Umdrehung der Windenergieanlagen durchgeführt.
Vor diesem Hintergrund werden mit dem hier vorgestellten Ansatz ein Verfahren zum Überwachen einer Windenergieanlage, eine entsprechende Vorrichtung, die dieses
Verfahren nutzt, eine Windenergieanlage sowie schließlich ein entsprechendes
Computerprogramm gemäß den Hauptansprüchen vorgestellt. Vorteilhafte Ausgestaltungen ergeben sich aus den jeweiligen Unteransprüchen und der nachfolgenden Beschreibung.
Dem vorgestellten Ansatz liegt die Erkenntnis zugrunde, dass unter Verwendung zweier Drehwinkelsignale, die den Verlauf des Drehwinkels von zwei Rotorblättern repräsentieren, eine Unwucht im Rotor einer Windenergieanlage ermittelt werden kann.
Der hier vorgestellte Ansatz schafft ein Verfahren zum Überwachen einer
Windenergieanlage, wobei die Windenergieanlage einen einen Antriebsstrang antreibenden Rotor mit einem ersten Rotorblatt und zumindest einem zweiten Rotorblatt aufweist, wobei das Verfahren zumindest den folgenden Schritt aufweist:
Ermitteln einer eine Unwucht der Windenergieanlage repräsentierenden Unwuchtinformation unter Verwendung eines Drehsignals, um die Windenergieanlage zu überwachen, wobei das Drehsignal eine Winkelgeschwindigkeit und/oder ein Drehmoment an der Antriebswelle repräsentiert.
Unter einer Windenergieanlage kann eine Windkraftanlage beziehungsweise eine
Windturbine verstanden werden. Dabei wird ein Rotor der Windenergieanlage durch Wind oder Windenergie in Rotation versetzt und mit dem Rotor ein elektrischer Generator angetrieben. Der Rotor kann zumindest zwei Rotorblätter, insbesondere drei Rotorblätter, aber auch 4 oder mehr Blätter aufweisen. Das Drehsignal kann eine Drehfrequenz, ein Drehmoment, einen Drehwinkel oder eine Beschleunigung um eine Rotationsachse repräsentieren. Ein Verlauf eines Drehwinkels oder die Winkelgeschwindigkeit eines Rotorblatts oder das Drehmoment der Antriebswelle kann von einem Sensor wie
beispielsweise einem Beschleunigungssensor, einen Drehratensensor oder Gyroskop, einen Drehwinkelsensor oder Inclinometer oder einem Dehnmessstreifen erfasst werden oder von einem entsprechenden Sensorsignal abgeleitet werden. Dabei kann der Sensor an einem Referenzpunkt eines Rotorblatts der Windenergieanlage angeordnet sein. Die Unwucht kann eine Hauptträgheitsachse des Rotors charakterisieren, die nicht einer Rotationsachse des Rotors entspricht. Eine Unwucht des Rotors kann zu Vibrationen und erhöhtem Verschleiß an der Windenergieanlage führen. So kann eine Massenunwucht oder eine aerodynamische Unwucht der Windenergieanlage ermittelt werden.
Ferner kann eine Phasenlage des Drehsignals zu einem Referenz-Nullpunkt ermittelt werden. Dabei kann die Unwuchtinformation unter Verwendung der Phasenlage ermittelt werden. So kann sich ein Nulldurchgang des Drehsignals von dem erwarteten Referenz- Nullpunkt unterscheiden. Aus der Phasenlage, die auch eine Verschiebung des Drehsignals zu einem Referenz-Drehsignal oder einem erwarteten Drehsignal aufzeigen kann, kann eine Unwuchtinformation gewonnen werden. Eine Phasenverschiebung kann einer Winkellage einer Massenunwucht entsprechen. Im Schritt des Ermitteins können eine erste Blattpassierfrequenz für das erste Rotorblatt und eine zweite Blattpassierfrequenz für das zweite Rotorblatt unter Verwendung des
Drehsignals ermittelt werden. Im Schritt des Ermitteins kann eine Blattpassierfrequenz je Rotorblatt des Rotors unter Verwendung des Drehsignals ermittelt werden. Dabei kann die Unwuchtinformation unter Verwendung einer Phasenlage zwischen der ersten
Blattpassierfrequenz und der zweiten Blattpassierfrequenz ermittelt werden. So kann eine Phasenlage zwischen zumindest zwei Blattpassierfrequenzen ermittelt werden. Die
Unwuchtinformation kann unter Verwendung der Phasenlage zwischen den
Blattpassierfrequenzen ermittelt werden.
Das Drehsignal kann ein erstes Drehwinkelsignal als Verlauf eines ersten Referenzpunkts an der Antriebswelle und ein zweites Drehwinkelsignal als Verlauf eines zweiten
Referenzpunkts an der Antriebswelle umfassen. Der erste Referenzpunkt am ersten
Rotorblatt und der zweite Referenzpunkt am zweiten Rotorblatt können sich von der Position in Bezug auf das Rotorblatt entsprechen. So kann aus einem Winkel zwischen den beiden Referenzpunkten oder aus einem Winkel zwischen den beiden Drehwinkelsignalen auf einen Winkel zwischen den beiden Rotorblättern geschlossen werden. Das erste Drehwinkelsignal kann eine Phasenlage einer ersten Rotordrehfrequenz des ersten Rotorblatts repräsentieren. Das zweite Drehwinkelsignal kann eine zweite Phasenlage einer zweiten Rotordrehfrequenz des zweiten Rotorblatts repräsentieren. So kann einfach eine Differenz der Phasenlage der ersten Rotordrehfrequenz und der Phasenlage der zweiten Rotordrehfrequenz gebildet werden.
Das erste Drehwinkelsignal kann ein von einem an dem ersten Referenzpunkt an dem ersten Rotorblatt angeordneten ersten Sensor bereitgestelltes erstes Signal repräsentieren und das zweite Drehwinkelsignal kann ein von einem an dem zweiten Referenzpunkt an dem zweiten Rotorblatt angeordneten zweiten Sensor bereitgestelltes zweites Signal repräsentieren. So kann ein Differenzwinkel zwischen den zwei Referenzpunkten bestimmt werden. Der Differenzwinkel kann mit einem Sollwinkel verglichen werden. Eine Abweichung des
Differenzwinkels von dem Sollwinkel kann eine Unwucht aufzeigen.
Der erste Sensor kann als ein erster Beschleunigungssensor oder ein erster Magnetsensor ausgeführt sein. Der zweite Sensor kann als ein zweiter Beschleunigungssensor oder ein zweiter Magnetsensor ausgeführt sein. Die Unwuchtinformation kann unter Verwendung eines von den Sensoren bereitgestellten Drehpositionsverlaufs des jeweiligen Rotorblatts ermittelt werden. Dabei kann der Drehpositionsverlauf jeweils eine Drehposition eines Rotorblatts der Windenergieanlage über die Zeit repräsentieren. Günstig ist es auch, wenn das Verfahren in einer Ausführungsform einen Schritt des
Einlesens des ersten Drehwinkelsignals und/oder des zweiten Drehwinkelsignals und/oder der Drehzahl der Komponente des Antriebsstrangs und/oder einer Rotordrehzahl des Rotors als Drehzahl der Komponente des Antriebsstrangs aufweist. So können die im Schritt des Ermitteins verwendeten Signale dem Verfahren zugeführt werden.
Günstig ist es auch, wenn das Verfahren in einer Ausführungsform einen Schritt des
Bereitstellens eines Steuersignals umfasst. Im Schritt des Bereitstellens kann ein
Steuersignal zur Ansteuerung zumindest eines Pitchwinkels des zumindest einen Rotorblatts des Rotors bereitgestellt werden. So kann das Steuersignal ausgebildet sein, den
Pitchwinkel für jedes Rotorblatt des Rotors individuell einzustellen beziehungsweise eine Steuergröße zum Einstellen der individuellen Pitchwinkel der Rotorblätter bereitstellen.
Ferner kann im Schritt des Bereitstellens ein weiteres Steuersignal zur Ansteuerung eines Drehwinkels des Rotors bereitgestellt werden, um eine aerodynamische Unwucht zu korrigieren.
Die vorliegende Erfindung schafft ferner eine Vorrichtung zum Überwachen einer
Windenergieanlage, wobei die Vorrichtung ausgebildet ist, um die Schritte einer
Ausführungsform eines hier vorgestellten Verfahrens in entsprechenden Einrichtungen durchzuführen beziehungsweise umzusetzen. Auch durch diese Ausführungsform der Erfindung in Form einer Vorrichtung kann die der Erfindung zugrunde liegende Aufgabe schnell und effizient gelöst werden.
Unter einer Vorrichtung kann vorliegend ein elektrisches Gerät verstanden werden, das Sensorsignale verarbeitet und in Abhängigkeit davon Steuer- und/oder Datensignale ausgibt. Die Vorrichtung kann eine Schnittstelle aufweisen, die hard- und/oder softwaremäßig ausgebildet sein kann. Bei einer hardwaremäßigen Ausbildung können die Schnittstellen beispielsweise Teil eines sogenannten System-ASICs sein, der verschiedenste Funktionen der Vorrichtung beinhaltet. Es ist jedoch auch möglich, dass die Schnittstellen eigene, integrierte Schaltkreise sind oder zumindest teilweise aus diskreten Bauelementen bestehen. Bei einer softwaremäßigen Ausbildung können die Schnittstellen Softwaremodule sein, die beispielsweise auf einem Mikrocontroller neben anderen Softwaremodulen vorhanden sind.
Es wird eine Windenergieanlage mit einem Turm, einer auf dem Turm angeordneten Gondel, einem an der Gondel angeordneten Rotor mit einer Mehrzahl Rotorblättern und mit einer Variante einer hier beschriebenen Vorrichtung zum Überwachen der Windenergieanlage vorgestellt. Dabei kann vorteilhaft die Vorrichtung in die Windenergieanlage integriert sein. Eine Windenergieanlage kann einen Rotor umfassen, der angetrieben durch auf den Rotor treffenden Wind in Bewegung gesetzt werden kann. Die Bewegungsenergie kann unter Verwendung eines Generators in elektrische Energie umgewandelt werden. Die Rotorwelle kann ein Getriebe mit zumindest einer Getriebestufe umfassen. Der Rotor kann um eine Rotorwelle rotieren und dabei einen Generator antreiben, um elektrische Energie zu erzeugen. Von Vorteil ist auch ein Computerprogrammprodukt mit Programmcode, der auf einem maschinenlesbaren Träger wie einem Halbleiterspeicher, einem Festplattenspeicher oder einem optischen Speicher gespeichert sein kann und zur Durchführung des Verfahrens nach einer der vorstehend beschriebenen Ausführungsformen verwendet wird, wenn das
Programmprodukt auf einem Computer oder einer Vorrichtung ausgeführt wird.
Die Erfindung wird nachstehend anhand der beigefügten Zeichnungen beispielhaft näher erläutert. Es zeigen:
Fig. 1 eine schematische Darstellung einer Windenergieanlage gemäß einem
Ausführungsbeispiel der vorliegenden Erfindung;
Fig. 2 ein Blockschaltbild einer Vorrichtung gemäß einem Ausführungsbeispiel der
vorliegenden Erfindung; Fig. 3 ein Ablaufdiagramm eines Verfahrens gemäß einem Ausführungsbeispiel der
vorliegenden Erfindung;
Fig. 4 eine vereinfachte Darstellung einer Phasenlage der Rotordrehfrequenz zwischen zwei Rotorblättern gemäß einem Ausführungsbeispiel der vorliegenden Erfindung; Fig. 5 eine vereinfachte Darstellung eines Frequenzsignals mit einer charakteristischen Frequenz bei der doppelten Rotordrehfrequenz gemäß einem Ausführungsbeispiel der vorliegenden Erfindung;
Fig. 6 eine vereinfachte Darstellung eines Frequenzsignals mit einer Zahneingriffsfrequenz als charakteristische Frequenz gemäß einem Ausführungsbeispiel der vorliegenden Erfindung; und Fig. 7 eine vereinfachte Darstellung einer Amplitude der Zahneingriffsfrequenz über eine Rotorumdrehung gemäß einem Ausführungsbeispiel der vorliegenden Erfindung.
Gleiche oder ähnliche Elemente können in den nachfolgenden Figuren durch gleiche oder ähnliche Bezugszeichen versehen sein. Ferner enthalten die Figuren der Zeichnungen, deren Beschreibung sowie die Ansprüche zahlreiche Merkmale in Kombination. Einem Fachmann ist dabei klar, dass diese Merkmale auch einzeln betrachtet werden oder sie zu weiteren, hier nicht explizit beschriebenen Kombinationen zusammengefasst werden können. Fig. 1 zeigt eine schematische Darstellung einer Windenergieanlage 100 gemäß einem
Ausführungsbeispiel der vorliegenden Erfindung. Die Windenergieanlage 100 umfasst einen Turm 102, eine auf dem Turm 102 drehbar angeordnete Gondel 104 sowie einen an der Gondel 104 angeordneten Rotor 106. In dem in Fig. 1 dargestellten Ausführungsbeispiel umfasst der Rotor 106 drei Rotorblätter 108, die auch als erstes Rotorblatt 108a, zweites Rotorblatt 108b und drittes Rotorblatt 108c bezeichnet werden. Die Rotorblätter 108 sind über eine Rotornabe 109 verbunden. Der Rotor 106 rotiert um die Rotornabe 109, beziehungsweise eine Rotorwelle 1 10 oder Rotorachse 1 10. Dabei treibt der Rotor 106 einen Antriebsstrang 1 12 an. Der Antriebsstrang 1 12 kann ein Getriebe 1 14 mit einer Getriebestufe 1 16 aufweisen sowie einen Generator 1 18 auf. Weiterhin umfasst die Windenergieanlage 100 in dem dargestellten Ausführungsbeispiel eine Vorrichtung 120 zum Überwachen der Windenergieanlage 100 sowie zumindest einen Sensor 122. In dem in Fig. 1 dargestellten Ausführungsbeispiel ist ein Sensor 122 an der Getriebestufe 1 16 sowie an dem Generator 1 18 angeordnet. Weiterhin ist jeweils ein Sensor 122 an den Rotorblättern 108 angeordnet. Ein Sensor 122 kann an der Rotorwelle 1 10m die einer Antriebswelle der Windenergieanlage 100 entspricht, angeordnet sein. Der Sensor 122 ist in einem Ausführungsbeispiel ausgebildet, eine auf ihn wirkende Beschleunigung, Drehrate, Blattpassierfrequenz oder Drehmoment zu erfassen und als ein Sensorsignal 124 beziehungsweise als ein Drehsignal 124 bereitzustellen.
Eine Unwucht des Rotors 106 führt in der Regel zu einer Schwingung des Turms 102 der Windenergieanlage 100 quer zur Rotorachse 1 10 und quer zum Turm 102, wenn es sich um eine Massenunwucht handelt. Eine aerodynamische Unwucht ist insbesondere zu erkennen, wenn das entsprechende Rotorblatt 108 nach oben weist.
Die Vorrichtung 120 ist ausgebildet, unter Verwendung des Drehsignals eine eine Unwucht der Windenergieanlage repräsentierende Unwuchtinformation 126 zu ermitteln, um die Windenergieanlage 100 zu überwachen. Dabei repräsentiert das Drehsignal 124 eine Winkelgeschwindigkeit oder ein Drehmoment. Die Vorrichtung 120 ist in einem optionalen Ausführungsbeispiel dazu ausgebildet, aus dem Drehsignal 124 eine Blattpassierfrequenz je Rotorblatt zu bestimmen. In einem optionalen Ausführungsbeispiel ist die Vorrichtung 120 ausgebildet, eine Phasenlage des Drehsignals 124 zu bestimmen, um darüber die
Windenergieanlage 100 zu überwachen. Als Antriebswelle werden die um die Rotorachse rotierenden Komponenten der Windenergieanlage, das heißt der Rotor 106 mit den
Rotorblättern 108 sowie Elemente des Antriebsstrangs 1 12 bezeichnet.
In einem besonderen Ausführungsbeispiel ist die Vorrichtung 120 ausgebildet, eine Unwucht eines Rotorblatts 108 durch Messung der Phasenlage der Drehwinkelsignale zwischen den Rotorblättern 108 zu ermitteln. Die dazu nötigen Drehwinkelsignale oder
Drehwinkelpositionssignale werden entweder aus dem Drehsignal 124 gewonnen oder alternativ durch Detektoren 122 wie beispielsweise Beschleunigungssensoren 122 oder Magnetsensoren 122 in den Rotorblättern 108 ermittelt. Die ermittelte Unwucht kann mittels der Einzelblatt-Pitchsteuerung (Individual Pitch Control) ausgeglichen werden, soweit es sich um eine aerodynamische Unwucht handelt. Ein Regelziel wäre die Phasendifferenz einer vorbestimmten Frequenz wie beispielsweise die harmonische Drehfrequenz 1 p auf einen festen Wert (beispielsweise 120° bei drei Rotorblättern) zu stellen.
Aufgrund unterschiedlicher Abweichungen kann es an Windenergieanlagen 100 zum
Auftreten von Unwuchten kommen. Einige typische Ursachen von Massenunwucht und aerodynamischer Unwucht sind: eine ungleiche Masse der Rotorblätter 108, eine ungleiche Verteilung der Rotorblattmasse, eine Unwucht der Nabe, eine Exzentrizität des Rotors, eine verbogene Hauptwelle, ein Teilungsfehler der Nabe ( 120°), Rotorblattversatz in
Umfangrichtung, ein Blattwinkelfehler, Abweichungen im Profil unter den drei Rotorblättern, eine fehlerhafte Pitchwinkeleinstellung (Einzelblatt) oder ein Rotorblattversatz in axialer Richtung. Weiterhin kann eine Unwucht temporär durch Umwelteinflüsse bedingt sein. Eine Massenunwucht kann sich durch eine Schwingung des Turmkopfes oder der Gondel 104 im Wesentlichen quer zur Antriebswelle und quer zur Haupterstreckung des Turms 102 zeigen. Eine aerodynamische Unwucht kann sich durch eine charakteristische Signaländerung zeigen, wenn das betreffende Rotorblatt senkrecht nach oben zeigt.
Es hat sich gezeigt, dass Unwuchten an Windenergieanlagen 100 zu unterschiedlichen Merkmalen in diversen Sensormessdaten führen. Sowohl Massenunwuchten als auch aerodynamische Unwuchten führen zu Veränderungen der Amplituden und/oder Phasenlage und/oder Frequenzen signifikanter Schwingungen der Windenergieanlagen 100. Mittels Sensoren 122 in den Rotorblättern 108 lassen sich zum Beispiel die Amplitude/Phasenlage und der Frequenzwert der Zahneingriffsfrequenzen der einzelnen Getriebestufen 1 16, der Turmeigenfrequenzen, der Rotordrehfrequenz (1 p) sowie der doppelten Rotordrehfrequenz (2p) ermitteln. Als Sensoren 122 kommen hierfür beispielsweise Beschleunigungssensoren, Drehratensensoren (Gyroskope), Drehwinkelsensoren (Inclinometer) und Dehnmessstreifen in Betracht. Mittels Sensorik 122 in der Gondel 104 der Windenergieanlagen 100 lassen sich beispielsweise die Generatordrehzahl, Rotordrehzahl sowie das übertragene Drehmoment ermitteln. Als Sensoren 122 kommen hierfür beispielsweise Beschleunigungssensoren, Inkrementalwinkelmesser, Winkelmesser, Drehgeber, Hallsensoren und Dehnmessstreifen in Betracht. Anhand der Amplitude und/oder Phasenlage und/oder Frequenz der
Zahneingriffsfrequenzen der einzelnen Getriebestufen, der Turmeigenfrequenzen, der Rotordrehfrequenz (1 p) sowie der doppelten Rotordrehfrequenz (2p) lassen sich Unwuchten detektieren. Die Kombination der Auswertung der einzelnen Sensordaten ermöglicht eine Einordnung der Unwuchten hinsichtlich Ihrer Ursachen und Ihrer Intensität. Der Vergleich der verschiedenen Merkmale mehrerer Windenergieanlagen 100 erlaubt eine qualitative Aussage hinsichtlich Kritikalität. Es lässt sich damit beispielsweise die Priorität hinsichtlich der geplanten
Reparaturmaßnahmen einschätzen. Aerodynamische Unwuchten können z.B. mittels Steuerung des Pitchwinkels der einzelnen Blätter korrigiert werden, sofern jedes Blatt mit einem eigenen Pitchantrieb ausgerüstet ist.
Dabei wird der Pitchwinkel jedes Blattes 108 individuell geändert, um so die individuellen Pitchwinkel zu erfassen, für die die Rotordrehfrequenz (1 p) und/oder die doppelte
Rotordrehfrequenz (2p) in den Blättern 108 und/oder im Triebstrang minimal auftreten. Nach diesem Angleichen der aerodynamischen Eigenschaften der Blätter 108 zueinander erfolgt über eine kollektive Verstellung aller Pitchwinkel eine Maximierung der Leistung der Windenergieanlagen 100.
Die Vorrichtung 120 schafft eine Detektion und Ursachenanalyse von Unwuchten an Windenergieanlagen (WEA) 100 durch Auswertung eines oder mehrerer Sensorsignale 124 und Verfahren zur Minimierung der detektierten aerodynamischen Unwuchten. So wird eine Detektion von aerodynamischen Unwuchten und Massenunwuchten an Windenergieanlagen 100 und Minimierung von aerodynamischen Unwuchten ermöglicht.
Vorteilhaft kann eine Veränderung, beispielsweise durch Alterung hervorgerufen, erkannt werden. Die Vorrichtung 120 kann vorteilhaft eine Windenergieanlage 100 permanent und bei jedem Betriebszustand überwachen und somit schnellere und genauere Aussagen über den Zustand treffen. Vorteilhaft ist eine Trennung zwischen aerodynamischer Unwucht und Massenunwucht möglich. Insbesondere kann eine Automatisierung eines bislang
aufwendigen manuellen Prozesses erfolgen. Dabei kann eine Minimierung aerodynamischer Unwuchten mittels unterschiedlicher Sensorsignale 124 möglich sein. Mittels Sensoren 122 in den Rotorblättern 108 und/oder in der Gondel 104 lassen sich beispielsweise Frequenz, Amplitude und/oder Phasenlage diverser Schwingungen ermitteln und daraus eine Massenunwucht und/oder aerodynamische Unwucht ermitteln. Diese Schwingungen sind unter anderem die Drehfrequenz des Rotors 106, das Doppelte der Drehfrequenz des Rotors, die Zahneingriffsfrequenzen der Getriebestufen 1 16, die
Turmeigenfrequenz sowie die Generatordrehzahl. Eine erkannte aerodynamische Unwucht wird in einem Ausführungsbeispiel durch ein Verfahren der Einzelblattverstellung minimiert. Dabei kann der Pitchwinkel der Rotorblätter 108 angepasst werden. Durch Reduktion einer aerodynamischen Unwucht mittels individueller Pitchwinkelverstellung lassen sich die Ursachen hinsichtlich Massenunwucht beziehungsweise aerodynamischer Unwucht klar trennen. Vorteilhaft schafft die Vorrichtung 120 eine sofortige Erkennung eines Problems, eine quantitative Einschätzung zur Korrektur und eine Automatisierung des Messprozesses.
Fig. 2 zeigt ein Blockschaltbild einer Vorrichtung 120 gemäß einem Ausführungsbeispiel der vorliegenden Erfindung. Bei der Vorrichtung 120 kann es sich um ein Ausführungsbeispiel einer in Fig. 1 gezeigten Vorrichtung 120 zum Überwachen einer Windenergieanlage 100 handeln. Die Vorrichtung 120 umfasst zumindest eine Einrichtung 230 zum Ermitteln. Dabei ist die Einrichtung 230 zum Ermitteln ausgebildet, eine Unwuchtinformation 126 unter Verwendung eines Drehsignals 124 zu ermitteln, um die Windenergieanlage zu
Überwachen126. Dabei repräsentiert die Unwuchtinformation 126 eine Unwucht der
Windenergieanlage. Das Drehsignal 124 repräsentiert je nach Ausführungsbeispiel eine Winkelgeschwindigkeit einer Antriebswelle der Windenergieanlage oder alternativ ein Drehmoment an der Antriebswelle.
In einem Ausführungsbeispiel ist die Einrichtung 230 zum Ermitteln ausgebildet, eine Phasenlage des Drehsignals zu einem Referenz-Nullpunkt zu ermitteln, wobei die
Unwuchtinformation unter Verwendung der Phasenlage ermittelt wird. Dabei zeigt eine Phasenlage ungleich Null eine Unwucht auf, wobei unter Verwendung der Phasenlage eine Bezugslage für die Unwucht ermittelt werden kann. In einem Ausführungsbeispiel ist die Einrichtung 230 zum Ermitteln ausgebildet, eine erste Blattpassierfrequenz für das erste Rotorblatt und eine zweite Blattpassierfrequenz für das zweite Rotorblatt unter Verwendung des Drehsignals zu ermitteln. In diesem Fall wird die Unwuchtinformation unter Verwendung einer Phasenlage zwischen der ersten
Blattpassierfrequenz und der zweiten Blattpassierfrequenz ermittelt.
In einem Ausführungsbeispiel umfasst das Drehsignal ein erstes Drehwinkelsignal als Verlauf eines ersten Referenzpunkts an der Antriebswelle und ein zweites Drehwinkelsignal als Verlauf eines zweiten Referenzpunkts an der Antriebswelle. Dabei repräsentiert das erste Drehwinkelsignal eine Phasenlage einer ersten Rotordrehfrequenz des ersten Rotorblatts. Das zweite Drehwinkelsignal repräsentiert eine zweite Phasenlage einer zweiten Rotordrehfrequenz des zweiten Rotorblatts.
In einem alternativen Ausführungsbeispiel repräsentiert das erste Drehwinkelsignal ein von einem an dem ersten Referenzpunkt an dem ersten Rotorblatt angeordneten ersten Sensor bereitgestelltes erstes Signal und das zweite Drehwinkelsignal ein von einem an dem zweiten Referenzpunkt an dem zweiten Rotorblatt angeordneten zweiten Sensor
bereitgestelltes zweites Signal. In dem in Fig. 2 dargestellten Ausführungsbeispiel weist die Vorrichtung 120 zum
Überwachen der Windenergieanlage weitere optionale Schnittstellen und Einrichtungen auf. Eine Schnittstelle 234 zum Einlesen ist ausgebildet, ein Drehsignal 124 einzulesen. Optional ist die Schnittstelle 234 zum Einlesen weiterhin ausgebildet, eine Drehzahl 236 einer Komponente der Windenergieanlage einzulesen. Optional ist die Schnittstelle 234 zum Einlesen weiterhin ausgebildet, eine ein Drehmomentsignal, ein erstes Drehwinkelsignal und ein zweites Drehwinkelsignal oder eine Rotordrehzahl des Rotors als Drehzahl der
Komponente des Antriebsstrangs einzulesen.
Optional umfasst die Vorrichtung 120 zum Überwachen der Windenergieanlage eine Transformationseinrichtung 238, die ausgebildet ist, unter Verwendung des Drehsignals 124 ein Frequenzsignal 240 bereitzustellen. In einem Ausführungsbeispiel, bei dem die
Vorrichtung 120 eine Transformationseinrichtung 238 umfasst, ist die Einrichtung 230 zum Ermitteln ausgebildet, die Unwuchtinformation 126 unter Verwendung des Frequenzsignals 240 zu ermitteln. Dabei wird eine Amplitude bei zumindest einer Frequenz oder in einem Frequenzbereich mit einem vorbestimmten Schwellwert verglichen.
In dem in Fig. 2 dargestellten Ausführungsbeispiel weist die Vorrichtung 120 zum
Überwachen der Windenergieanlage weiterhin eine optionale Steuereinrichtung 242 auf, die ausgebildet ist, ein Steuersignal 244 zur Ansteuerung zumindest eines Pitchwinkels des zumindest eines Rotorblatts oder zur Ansteuerung eines Drehwinkels des Rotors der Windenergieanlage bereitzustellen.
In einem Ausführungsbeispiel ist die Einrichtung 230 zum Ermitteln ausgebildet, die
Unwuchtinformation 126 unter Verwendung der Drehzahl 236 zu bestimmen. So ist die Einrichtung 230 zum Ermitteln optional ausgebildet, die Rotordrehzahl des Rotors, die doppelte Rotordrehzahl des Rotors oder eine Zahneingriffsfrequenz einer Getriebestufe des Antriebsstrangs zu bestimmen und zum Ermitteln der Unwuchtinformation 126 zu verwenden.
Optional bestimmt die Einrichtung 230 zum Ermitteln als Eigenschaft des Frequenzsignals 236 eine Amplitude bei einer charakteristischen Frequenz.
Fig. 3 zeigt ein Ablaufdiagramm eines Verfahrens 360 zum Überwachen einer
Windenergieanlage gemäß einem Ausführungsbeispiel der vorliegenden Erfindung. Bei der Windenergieanlage kann es sich um ein Ausführungsbeispiel einer in Fig. 1 gezeigten Windenergieanlage 100 handeln. Das Verfahren 360 umfasst zumindest einen Schritt 362 des Ermitteins einer eine Unwucht der Windenergieanlage repräsentierenden
Unwuchtinformation unter Verwendung eines Drehsignals, um die Windenergieanlage zu überwachen, wobei das Drehsignal eine Winkelgeschwindigkeit und/oder ein Drehmoment an der Antriebswelle repräsentiert.
Fig. 4 zeigt eine vereinfachte grafische Darstellung einer Phasenlage 470 zweier Signale 472, 474 zwischen zwei Rotorblättern gemäß einem Ausführungsbeispiel der vorliegenden Erfindung. Die Signale 472, 474 repräsentieren je nach Ausführungsbeispiel eine
Rotordrehfrequenz, eine Blattpassierfrequenz, einen Drehwinkel oder ein Drehmoment eines zugeordneten Rotorblatts. Dabei ist in dem in Fig. 4 links dargestellten kartesischen
Koordinatensystem ein Signal 472 eines ersten Rotorblatts und ein Signal 472 eines zweiten Rotorblatts über die Zeit dargestellt. Der Abstand 470 repräsentiert die Phasenlage 470 zwischen dem ersten Signal 472 des ersten Rotorblatts und dem zweiten Signal 474 des zweiten Rotorblatts. In einem nicht dargestellten Ausführungsbeispiel kann dies
beispielsweise noch um ein drittes Signal eines dritten Rotorblatts erweitert werden, wenn es sich um eine Windenergieanlage mit einem drei Rotorblättern umfassenden Rotor handelt. Wenn die Rotorblätter in einem Winkel von 120° zueinander angeordnet sind, so beträgt die Phasenlage 470 zwischen zwei Rotordrehfrequenzen ohne Unwucht oder Montagefehler auch 120°. In dem in Fig. 4 rechts dargestellten kartesischen Koordinatensystem ist auf der Abszisse die Frequenz und auf der Ordinate die Phasenlage dargestellt. Der dargestellte Kurvenverlauf 476 zeigt beispielsweise die Phasenlage zwischen einem ersten Rotorblatt und einem zweiten Rotorblatt. Bei einer Frequenz, die der Rotordrehfrequenz entspricht, weist das Signal 476 eine signifikante Amplitude auf. Weitere charakteristische Frequenzen, wie beispielsweise die doppelte Rotordrehfrequenz oder die Zahneingriffsfrequenz, beziehungsweise einen Frequenzbereich um die charakteristischen Frequenzen, zeigt der Kurvenverlauf 476 Amplituden, deren Höhe ausgewertet werden kann. Die Amplitude entspricht dabei der Phasenlage.
Eine aerodynamische Unwucht und/oder eine Massenunwucht bewirkt unter anderem eine von 120° verschiedene Phasenlage der Rotordrehfrequenz (1 p) der Rotorblätter
untereinander. So zeigt Fig. 4 eine Phasenlage der 1 p-Frequenz zwischen den Rotorblättern. Die Phasenlage ist entsprechend von der Anzahl der Rotorblätter des Rotors oder dem Winkel der Rotorblätter zueinander abhängig.
Fig. 5 zeigt eine vereinfachte Darstellung eines Frequenzsignals 236, 536 mit einer charakteristischen Frequenz 238 bei der doppelten Rotordrehfrequenz gemäß einem
Ausführungsbeispiel der vorliegenden Erfindung. Bei dem Frequenzsignal 236 kann es sich um ein Ausführungsbeispiel eines in Fig. 2 beschriebenen Frequenzsignals 236 handeln. In einem kartesischen Koordinatensystem ist auf der Abszisse die Frequenz und auf der Ordinate die Amplitude dargestellt. Als Signalverlauf sind zwei Frequenzsignale 236, 536 in dem kartesischen Koordinatensystem dargestellt. Dabei zeigt das erste Frequenzsignal 236 eine Unwucht und das zweite Frequenzsignal 536 zeigt keine Unwucht. Auf der Abszisse sind drei charakteristische Frequenzen 238 markiert: die Rotordrehfrequenz p oder 1 p, die doppelte Rotordrehfrequenz 2p sowie eine Zahneingriffsfrequenz fz. Die Signalverläufe der zwei Frequenzsignale 236, 536 weisen jeweils einen Ausschlag im Bereich der drei genannten charakteristischen Frequenzen 238 auf. Dabei ist die höchste Amplitude im Bereich der Rotordrehfrequenz p zu beobachten. Im Bereich der doppelten
Rotordrehfrequenz 2p weisen die Signalverläufe der zwei Frequenzsignale 236, 536 einen signifikanten Unterschied der Amplitude auf. Dies zeigt, dass diese Eigenschaft genutzt werden kann, um eine Unwucht bei der Windenergieanlage zu detektieren. Eine Massenunwucht bewirkt unter anderem eine Schwingung des Turmes rechtwinklig zur Windrichtung. Anhand der Phasenlage dieser Schwingung lässt sich auf die Lage des Schwerpunktes in Bezug zur Drehachse schließen, sodass die Positionierung der
Ausgleichsmassen ermittelt werden kann. Eine aerodynamische Unwucht bewirkt unter anderem eine Schwingung mit einfacher Rotordrehfrequenz. Anhand der Amplitude dieser Schwingung lässt sich beispielsweise auf die Ausprägung einer Pitchwinkelverstellung eines Rotorblattes schließen. Fig. 6 zeigt eine vereinfachte Darstellung eines Frequenzsignals 236 mit einer
Zahneingriffsfrequenz fz als charakteristische Frequenz 238 gemäß einem
Ausführungsbeispiel der vorliegenden Erfindung. Bei dem Frequenzsignal 236 kann es sich um ein Ausführungsbeispiel eines in Fig. 2 beschriebenen Frequenzsignals 236 handeln. Als Beispiel für eine charakteristische Frequenz 238 wird die Zahneingriffsfrequenz fz ausgewählt. Das Frequenzsignal 236 weist im Bereich der Zahneingriffsfrequenz fz eine sich über die Zeit verändernde Amplitude auf. Die Varianz der Amplitude ist in Fig. 6 mit ΔΑ bezeichnet.
Eine Massenunwucht bewirkt unter anderem eine zyklische Änderung der Amplitude der Zahneingriffsfrequenz während einer Umdrehung. Fig. 6 zeigt eine Veränderung ΔΑ der Amplitude der Zahneingriffsfrequenz fz während einer Umdrehung.
Fig. 7 zeigt eine vereinfachte Darstellung einer Amplitude der Zahneingriffsfrequenz fz über eine Rotorumdrehung gemäß einem Ausführungsbeispiel der vorliegenden Erfindung. Bei der Zahneingriffsfrequenz fz kann es sich um ein Ausführungsbeispiel einer in den vorangegangenen Figuren beschriebenen Zahneingriffsfrequenz fz
handeln. In einem kartesischen Koordinatensystem ist auf der Abszisse eine Drehposition Ω des Rotors einer Windenergieanlage und auf der Ordinate eine Amplitude eines
Frequenzsignals bei einer charakteristischen Frequenz dargestellt. In dem kartesischen Koordinatensystem ist ein Signalverlauf einer Zahneingriffsfrequenz fz über die Drehposition Ω des Rotors der Windenergieanlage dargestellt. Das Maximum der Amplitude während einer Umdrehung des Rotors gibt Aufschluss darüber, an welchem Blatt sich die
Zusatzmasse befindet. Die gezeigten Ausführungsbeispiele sind nur beispielhaft gewählt und können miteinander kombiniert werden. Bezuqszeichenliste
100 Windenergieanlage
102 Turm
104 Gondel
106 Rotor
108 Rotorblatt
109 Rotornabe
1 10 Rotorwelle, Rotorachse , Antriebswelle
1 12 Antriebsstrang
1 14 Getriebe
1 16 Getriebestufe
1 18 Generator
120 Vorrichtung zum Überwachen
122 Sensor
124 Drehsignal, Sensorinformation, Verlauf der Drehwinkel
126 Unwuchtinformation
230 Einrichtung zum Ermitteln
234 Schnittstelle zum Einlesen
236 Drehzahl
238 Transformationseinrichtung
240 Frequenzsignal
242 Steuereinrichtung
244 Steuersignal
360 Verfahren zum Überwachen
362 Schritt des Ermitteins 470 Phasenlage
472 erstes Signal
474 zweites Signal
476 Signal, Kurvenverlauf p Rotordrehfrequenz
536 Frequenzsignal
2p doppelte Rotordrehfrequenz fz Zahneingriffsfrequenz Ω Drehposition

Claims

Ansprüche
1. Verfahren (360) zum Überwachen einer Windenergieanlage (100), wobei die
Windenergieanlage (100) einen einen Antriebsstrang (1 12) antreibenden Rotor (106) mit einem ersten Rotorblatt (108a) und zumindest einem zweiten Rotorblatt (108b) aufweist, wobei das Verfahren (360) zumindest den folgenden Schritt aufweist:
Ermitteln (362) einer eine Unwucht der Windenergieanlage (100) repräsentierenden Unwuchtinformation (126) unter Verwendung eines Drehsignals (124), um die Windenergieanlage (100) zu überwachen, wobei das Drehsignal (124) eine
Winkelgeschwindigkeit und/oder ein Drehmoment an der Antriebswelle (1 10) repräsentiert.
2. Verfahren (360) gemäß Anspruch 1 , bei dem im Schritt (362) des Ermitteins eine Phasenlage (470) des Drehsignals (124) zu einem Referenz-Nullpunkt ermittelt wird, wobei die Unwuchtinformation (126) unter Verwendung der Phasenlage (470) ermittelt wird.
3. Verfahren (360) gemäß einem der vorangegangenen Ansprüche, bei dem im Schritt (362) des Ermitteins eine erste Blattpassierfrequenz für das erste Rotorblatt (108a) und eine zweite Blattpassierfrequenz für das zweite Rotorblatt (108b) unter
Verwendung des Drehsignals (124) ermittelt wird, wobei die Unwuchtinformation (126) unter Verwendung einer Phasenlage (470) zwischen der ersten
Blattpassierfrequenz und der zweiten Blattpassierfrequenz ermittelt wird.
4. Verfahren (360) gemäß einem der vorangegangenen Ansprüche, bei dem das
Drehsignal (124) ein erstes Drehwinkelsignal (472) als Verlauf eines ersten
Referenzpunkts an der Antriebswelle (1 10) und ein zweites Drehwinkelsignal (474) als Verlauf eines zweiten Referenzpunkts an der Antriebswelle (1 10) umfasst, wobei das erste Drehwinkelsignal (472) eine Phasenlage (470) einer ersten
Rotordrehfrequenz des ersten Rotorblatts (108a) repräsentiert und das zweite Drehwinkelsignal (474) eine zweite Phasenlage (470) einer zweiten
Rotordrehfrequenz des zweiten Rotorblatts (108b) repräsentiert. Verfahren (360) gemäß Anspruch 4, bei dem das erste Drehwinkelsignal (472) ein von einem an dem ersten Referenzpunkt an dem ersten Rotorblatt (108a)
angeordneten ersten Sensor (122) bereitgestelltes erstes Signal (472) repräsentiert und das zweite Drehwinkelsignal (474) ein von einem an dem zweiten Referenzpunkt an dem zweiten Rotorblatt (108b) angeordneten zweiten Sensor (122) bereitgestelltes zweites Signal (474) repräsentiert.
Verfahren (360) gemäß Anspruch 5, bei dem der erste Sensor (122) als ein erster Drehmomentsensor und/oder ein erster Drehwinkelsensor und/oder ein erster Beschleunigungssensor und/oder ein erster Magnetsensor ausgebildet ist und/oder der zweite Sensor (122) als ein zweiter Drehmomentsensor und/oder ein zweiter Drehwinkelsensor und/oder ein zweiter Beschleunigungssensor und/oder ein zweiter Magnetsensor ausgebildet ist.
Verfahren (360) gemäß einem der vorangegangenen Ansprüche, mit einem Schritt des Einlesens des Drehsignals (124) und/oder des Drehmomentsignals und/oder des ersten Drehwinkelsignals und/oder des zweiten Drehwinkelsignals und/oder der Drehzahl der Komponente des Antriebsstrangs (1 12) und/oder einer Rotordrehzahl des Rotors (106) als Drehzahl der Komponente des Antriebsstrangs (1 12).
Verfahren (360) gemäß einem der vorangegangenen Ansprüche, mit einem Schritt des Bereitstellens eines Steuersignals (250) zur Ansteuerung zumindest eines Pitchwinkels des zumindest einen Rotorblatts (108) des Rotors (106) und/oder Bereitstellen eines weiteren Steuersignals zur Ansteuerung eines Drehwinkels des Rotors (106), um eine aerodynamische Unwucht zu korrigieren.
Vorrichtung (120) zum Überwachen einer Windenergieanlage (100), wobei die Vorrichtung (120) Einrichtungen zum Ausführen eines Verfahrens (360) gemäß einem der vorangegangenen Ansprüche umfasst.
Windenergieanlage (100) mit einem Turm (102), einer auf dem Turm (102) angeordneten Gondel (104), einem an der Gondel (104) angeordneten Rotor (106) mit einer Mehrzahl von Rotorblättern (108) und mit einer Vorrichtung (120) gemäß Anspruch 9, wobei die Vorrichtung (120) in die Windenergieanlage (100) integriert ist. Computerprogramm, das dazu eingerichtet ist, alle Schritte eines Verfahrens (360) gemäß einem der vorangegangenen Ansprüche durchzuführen.
Maschinenlesbares Speichermedium mit einem darauf gespeicherten
Computerprogramm nach Anspruch 1 1.
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