DE202007001136U1

DE202007001136U1 - Kollisionswarnsystem für eine Windenergieanlage

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Publication number: DE202007001136U1
Application number: DE202007001136U
Authority: DE
Original assignee: Individual
Current assignee: Individual
Priority date: 2006-11-17
Filing date: 2007-01-19
Publication date: 2007-04-05
Anticipated expiration: 2017-01-20

Abstract

Vorrichtung zur Überwachung einer Windenergieanlage (1) mit einem Turm (2) und einem an diesem angeordneten Rotor (4) mit Rotorblättern (5) hinsichtlich einer möglichen Kollision eines Rotorblattes (5) mit dem Turm (2) mit wenigstens einem an der Windenergieanlage (1) angeordneten Abstandssensor (7a, 7b) für eine berührungslose Messung des Abstandes der Rotorblätter (5) zu einem vorgegebenen Punkt der Windenergieanlage (1) sowie einer Auswerteelektronik, in welcher die von dem wenigstens einen Abstandssensor (7a, 7b) gemessenen Abstandsdaten ausgewertet werden und welche bei Unterschreiten eines kritischen Abstandes eine Kollisionswarnung ausgibt.

Description

Die Erfindung betrifft eine Vorrichtung zur Überwachung einer Windenergieanlage mit einem Turm und einem an diesem angeordneten Rotor mit Rotorblättern hinsichtlich einer möglichen Kollision eines Rotorblattes mit dem Turm.
Die überwiegende Zahl von Rotorblättern von Windenergieanlagen wird aus faserverstärkten Kunststoffen hergestellt. Charakteristisch für die Konstruktion von Strukturbauteilen aus faserverstärkten Kunststoffen ist die unterschiedliche Anordnung und Ausrichtung der Fasern in den einzelnen Bereichen des Blattkörpers. Auch können unterschiedliche Fasern wie Glas- und Kohlefasern miteinander kombiniert und sowohl als Massiv- und auch als Sandwich-Laminate verbaut werden. Somit weisen Rotorblätter von Windenergieanlagen eine komplexe und asymmetrische Struktur auf.
Die Aufgabe eines Rotors ist es, die kinetische Energie der bewegten Luftmasse in ein nutzbares Drehmoment umzuwandeln. Dies soll im Auslegungszeitraum der Windenergieanlage von typischerweise 20 Jahren sicher, das heißt ohne den Turm zu berühren, geschehen. In der Richtlinie des Germanischen Lloyd für die Zertifizierung von Windenergieanlagen Kapitel 6 „Strukturen" 6.2.4.1 Nachweiskonzept (7) und (8) wird der erforderliche Mindestabstand des Rotorblattes zum Turm bei allen Lastfällen wie folgt beschrieben: Die Bezugsgröße ist der Abstand des Rotorblattes zum Turm im entlasteten Zustand. Zu keinem Zeitpunkt darf ein Rotorblatt des sich drehenden Rotors einen Mindestabstand von 30% dieses Abstandes im entlaststeten Zustand unterschreiten.
Im Betrieb wird die Blattstruktur durch das Eigengewicht und den Wind dynamisch belastet; die Außenhaut ist dem Wetter ausgesetzt; und die Laminate können Feuchtigkeit aufnehmen.
Rotorblätter werden üblicherweise so ausgelegt, dass alle Betriebslasten und auch die Maximallasten einer starken Windböe in einem Auslegungszeitraum von 20 Jahren sicher aufgenommen werden können. Dem Umstand, dass Laminat durch ständige Belastungen altert und demnach alle Materialeigenschaften zeitabhängig sind, wird in der Auslegung der Blätter durch Sicherheitsfaktoren begegnet. Das heißt, die Rotorblätter sind üblicherweise so dimensioniert, dass sie auch nach 20 Jahren noch alle Lasten aufnehmen können sollen.
Einfluss auf die Dauerfestigkeit der Rotorblätter und deren Festigkeit bei Maximallasten haben zum einen die tatsächlichen Betriebslasten (Schräganströmung, Edgewise Vibrations, Stalleffekte und dergleichen) zum anderen aber auch Randbedingungen bei der Fertigung sowie Schäden durch äußere Einwirkungen wie zum Beispiel bei einem Blitzschlag.
Der allmähliche Abbau der Materialeigenschaften durch den Betrieb ist die eigentliche Abnutzung des Rotorblattes. Es ist bekannt, dass der Abbau der Materialeigenschaften bei faserverstärkten Kunststoffen durch einen Steifigkeits- und einen Festigkeitsverlust erkennbar ist. Diese negativen Änderungen der Materialeigenschaften wurden in Laborversuchen an Prüfkörpern nachgewiesen. Es ist ebenso bekannt, dass eine Änderung der Steifigkeit mit einer Änderung der Eigenfrequenz und einer Änderung des Biegeverhaltens einhergeht. Inwieweit jedoch die ermittelten Erkenntnisse aus Laborversuchen mit einfachen Testkörpern – unidirektionale Faserausrichtung bei gleichmäßigem Faseraufbau – auf komplexe Strukturen wie Rotorblätter von Windenergieanlagen übertragbar sind, ist mit derzeitigen Wissensstand nicht eindeutig erfassbar.
Nach den derzeit üblichen Prüfmethoden werden Rotorblätter in regelmäßigen Abständen einer Sichtprüfung unterzogen. Blätter werden abgeklopft, und es werden zum Beispiel Eigenfrequenzen gemessen. Alternativ werden thermografische Untersuchungen durchgeführt, oder Blätter werden mit Röntgenstrahlung oder Ultraschall durchleuchtet. All diesen Prüfmethoden ist gemein, dass zwar Auffälligkeiten erkannt aber nicht hinsichtlich der Festigkeit bewertet werden können, so dass eine zuverlässige Aussage über die Standsicherheit nicht möglich ist.
In der bisherigen Erfahrung mit dem Betrieb von Windenergieanlagen, bei der es auch unerwartet zu Kollisionen zwischen Blatt und Turm gekommen ist, zeigte sich dass mit einem kontrollierten Betrieb des Rotors die Standsicherheit wesentlich erhöht und Fehler frühzeitig entdeckt werden können. Eine Kollision des Rotors mit dem Turm im Betrieb führt zu erheblichen Schäden bis hin zum Totalverlust der gesamten Anlage.
Aufgabe dieser Erfindung ist es daher, eine Vorrichtung vorzuschlagen, welche eine Durchbiegung der Rotorblätter des Rotors einer Windenergieanlage während des Betriebs erfasst und frühzeitig kritische Änderungen erkennt und weitere Schäden vermeiden kann.
Diese Aufgabe gelöst durch eine Vorrichtung mit den Merkmalen des Anspruchs 1. Vorteilhafte Weiterbildungen der Vorrichtung sind in den abhängigen Ansprüchen 2 bis 7 angegeben.
Erfindungsgemäß ist die Erfassung einer Durchbiegung des Rotorblattes mittels einer berührungslosen Abstandsmessung eine geeignete Größe um eine Aussage über die Festigkeit des Rotors und damit zur Standsicherheit der Windenergieanlage zu machen. Es genügt hierfür grundsätzlich einen einzigen Punkt am distalen Ende des Rotorblattes auf einen Abstand zu einem vorgegebenen Bezugspunkt, der mit Vorteil die Turmoberfläche ist, hin zu überwachen. Genauere Aus- und auch Vorhersagen lassen sich treffen, wenn man über die Länge des Rotorblattes verteilt Abstandsmessungen vornimmt, um eine „Biegelinie" zu erfassen.
Erfindungsgemäß ist die Erfassung der Biegelinie eines Rotorblattes, bzw. dessen Auslenkung bei Lasten die geeignete Größe, um eine Aussage über die Festigkeit des Rotors und damit zur Standsicherheit der Windenergieanlage zu machen.
In einer einfachen Ausgestaltung wird lediglich bei dem Erreichen kritischer Abstandswerte eine Kollisionswarnung ausgelöst, die insbesondere an das Betriebssystem der Windenergieanlage übertragen werden kann.
In einer verbesserten Ausgestaltung werden unter Einbeziehung von Betriebsdaten, wie z.B. Windgeschwindigkeit, Luftdichte, Temperatur, Windrichtung, generierte Leistung und dergleichen, die Lastzustände erfasst. Hier kann über einen Vergleich der Rotorblattdurchbiegung mit Referenzwerten eine Trendanalyse zum Betriebsverhalten erstellt werden. Mit dieser Ausgestaltung können zum Beispiel sehr frühzeitig Aussagen über die zu erwartende Restlaufzeit gegeben werden, und Anomalitäten und kritische Lastzustände können erkannt werden.
Aufgrund des komplexen strukturellen Aufbaus eines Rotorblattes ist eine Bewertung sich durch den Betrieb verändernden Materialeigenschaften zwar auch mit der Messung der sich ändernden Eigenfrequenzen denkbar, eine direkte Aussage zur Restfestigkeit des vermessenen Rotorblattes und damit zur Standsicherheit der gesamten Windenergieanlage ist jedoch nicht sicher möglich. Im Gegensatz dazu kann mit der Vermessung der Biegelinie eines Rotorblattes in Abhängigkeit von der einwirkenden Kraft (z.B. reale Windlast bei Nennleistung, kontrollierte Krafteinleitung bei stationärer Messung) eine sichere Aussage über die Restfestigkeit des Rotors und damit über die Standsicherheit der gesamten Windenergieanlage gemacht werden.
Die berührungslose Abstandsmessung kann grundsätzlich auf alle erdenklichen und technisch möglichen Arten erfolgen, wobei hier insbesondere optische Messungen (insbesondere mittels Laser), Ultraschallmessungen oder Radar bevorzugt werden. Ebenso sind Abstandsmessungen mit photometrischen Mitteln möglich, wobei hier eine Kamera verbunden mit der für die photometrische Auswertung erforderlichen Auswerteelektronik insgesamt den Abstandssensor bildet.
Verschiedene Möglichkeiten, die Abstandssensoren an der Windenergieanlage anzuordnen, sind beispielhaft in den Ansprüchen 2 bis 5 genannt.
Eine einfache Variante besteht darin, entlang des Umfanges des Turmes vorzugsweise in gleichmäßigen Winkelabständen zu mindest drei Sensoren fest anzuordnen. Da der Rotor aufgrund wechselnder Windrichtungen sich relativ zu dem Turm um dessen Längsachse dreht, durchlaufen die Rotorblätter die Messbereiche der Sensoren an unterschiedlichen Positionen. Im einfachsten Fall läuft das Rotorblatt in direktem Abstand an einem Abstandssensor vorbei. Dann genügt der Messwert dieses Abstandssensors für eine Abstandsbestimmung. In der Regel wird das Rotorblatt allerdings „schräg" durch die Messbereich von zwei oder mehr Abstandssensoren laufen, so dass die Messwerte dieser Sensoren in einer entsprechend programmierten Elektronik unter Zugrundelegung einfacher trigonometrischer Rechenverfahren noch hinsichtlich eines tatsächlichen Abstandes ausgewertet werden müssen.
Alternativ kann an dem Turm auch nur ein Abstandssensor vorgesehen sein, der sich mit dem Rotor „mitdreht", d.h. bei wechselnder Windrichtung entsprechend der Rotorposition nachgeführt wird. Dieser erfasst dann immer den korrekten Abstand zwischen dem distalen Ende des Rotorblattes und dem Turm. Das Mitführen kann durch eine mechanische Kopplung oder aber auch elektronisch gesteuert erfolgen.
In einer anderen Variante sind die Abstandssensoren an den distalen Enden der Rotorblätter angeordnet. Auch auf diese Weise kann einfach der Abstand zwischen den distalen Enden der Rotorblätter und dem Turm der Windenergieanlage bestimmt werden. Zudem können die ermittelten Daten auf einfache Weise einem bestimmten Rotorblatt zugeordnet werden, da jeder Abstandssensor eindeutig mit einem Rotorblatt verknüpft ist. Eine Zuordnung der Messdaten zu einem bestimmten Rotorblatt ist aber auch in den anderen Varianten möglich, indem z.B. bei Beginn einer Messreihe eine Relation zwischen einem bestimmten Rotorblatt und einem Messwert festgelegt und anschließend die nachfolgenden Messwerte getaktet den weiteren Rotorblättern zugeordnet werden. Auch ist es denkbar, die Rotorblätter bei einer optischen Abstandsmessung mit unterschiedlichen optischen Markierungen zu versehen, die bei der Abstandsmessung mit erfasst und zur Identifikation eines bestimmten Rotorblattes ausgewertet werden.
Schließlich ist eine Anordnung eines Abstandssensors auf der Gondel denkbar, wobei dieser mit seinem Messbereich „nach oben zielt" und zwar in einen Bereich, in dem die Rotorblätter mit ihren distalen Enden die Vertikale durchlaufen. Diese Anordnung hat den Vorteil, dass der Einfluss des Turmvorstaus auf die Durchbiegung des Rotorblattes ausgeklammert wird, sie ist allerdings aufwendiger und bietet letztlich ein geringeres Maß an Sicherheit, da eine drohende Kollision nicht in allen Fällen zuverlässig erkannt werden kann.
Die Abstandssenoren können insbesondere über drahtlose Datenverbindungen mit der Auswerteelektronik verbunden sein.
Weitere Vorteile und Merkmale der Erfindung ergeben sich aus der nachfolgenden Schilderung eines Ausführungsbeispiels anhand der beigefügten Figur. Hierbei zeigt:
1: schematisch eine Windenergieanlage mit einem erfindungsgemäßen Kollisionswarnsystem.
In der einzigen Figur ist eine Windenergieanlage schematisch dargestellt und allgemein mit 1 bezeichnet. Die Windenergieanlage 1 weist einen Turm 2 auf, an dessen oberen Ende eine Gondel 3 um die Längsachse des Turmes 2 drehbar angeordnet ist. An der Gondel 3 ist ein Rotor 4 festgelegt mit Rotorblättern 5. Diese werden vom Winddruck angetrieben und führen zu einer Rotation des Rotors 4 gegenüber der Gondel 3, wodurch eine an dem Rotor festgelegte Welle angetrieben wird, deren Rotationsenergie im Innern der Windenergieanlage 1 in bekannter Weise in elektrische Energie gewandelt wird.
In der Figur ist schematisch eine Windenergieanlage 1 mit einem Rotor 4 mit zwei Rotorblättern 5 dargestellt, die Erfindung ist auf eine solche Windenergieanlage allerdings nicht beschränkt. Sie kann insbesondere auch mit den derzeit üblichen, Rotoren mit drei oder mehr Rotorblättern aufweisenden Anlagen verwendet werden.
In gestrichelten Linien sind in der Figur die Rotorblätter 5 in einer neutralen Position, d.h. ohne angreifende Windlast, gezeigt. Während des Betriebes lastet abhängig von der Windgeschwindigkeit ein Winddruck auf den Rotorblättern 5, so dass sich diese unter dieser Last durchbiegen und sie die in durchgezogenen Linien dargestellte Position einnehmen.
Mit dem Betrieb geht ein allmählicher Abbau der Materialeigenschaften der Rotorblätter 5 einher. Das heißt, ein Rotorblatt 5 verliert allmählich seine Festigkeit und biegt sich bei gleichen Lasten immer weiter durch. In der Auslegung ist dies berücksichtigt; Rotorblätter 5 die spezifikationsgerecht gefertigt und betrieben werden, sollen über die gesamte Lebensdauer der Anlage von typischerweise 20 Jahren eine ausreichende Festigkeit aufweisen.
Ein Verlust der Biegefestigkeit durch die oben beschriebenen Einflussfaktoren macht sich durch eine Änderung der Biegelinie und der Auslenkung der Rotorblätter 5 bemerkbar.
Der kollisionskritische Bereich ist der Bereich des Turmes 2, der in Höhe der äußeren Kreisbahn der Rotorblätter 5 liegt. Dieser Bereich wird bei der gezeigten Ausführungsform in erfindungsgemäßer Weise mit berührungslos arbeitenden Abstandssensoren 7a in ihren Messbereichen 8a überwacht. Bei Unterschreiten kritischer Abstandswerte wird ein Signal an eine in einem Betriebsführungssystem der Windenergieanlage 1 enthaltene Auswerteelektronik übertragen. Alternativ oder auch zusätzlich kann ein in der Figur ebenfalls dargestellter Abstandssensor 7b auf der Gondel 3 angeordnet sein, der die distalen Enden 6 der Rotorblätter 5 in ihrer Position in einer vertikalen Position der letzteren oberhalb der Gondel 3 überwacht. Dieser Abstandssensor 7b kann einen Messbereich 8b aufweisen. Weitere Alternativen für die Anordnung der Abstandssensoren sind in der vorausgegangenen allgemeinen Beschreibung genannt, wobei diese alternativen Anordnungen wahlweise einzeln, einander ersetzend oder auch in beliebiger Kombination verwendet werden können.
In einer einfachen Variante wird mit dem erfindungsgemäßen System lediglich eine drohende Kollision eines Rotorblattes 5 mit dem Turm 2 überwacht, wobei ein unterschrittener Mindestabstand des distalen Endes 6 des Rotorblattes 5 als Kollisionswarnung gewertet wird. Über die Auswerteelektronik wird dann dem Betriebssystem eine Warnung zugeführt, auf die hin das Betriebssystem insbesondere eine Notabschaltung der Windenergieanlage 1 durchführen und ggf. eine Meldung an einen Servicepunkt abgeben kann.
In einer weiteren Varianten werden die Abstandsdaten unter Berücksichtigung weiterer in dem Betriebssystem der Windenergieanlage 1 aktuell ohnehin üblicherweise erfassten Daten wie Windgeschwindigkeit, aktuelle Leistung (Last), Temperatur usw. ausgewertet, um eine Verschleißkurve des Rotorblattes 5 zu erstellen und Aussagen über die verbleibende Lebensdauer des Rotorblattes treffen zu können. So können z.B. frühzeitig Warnungen generiert werden, die einen demnächst erforderlichen Austausch des betroffenen Rotorblattes rechtzeitig anzeigen, so dass der Betreiber der Windenergieanlage 1 frühzeitig für einen nötigen Austausch des Rotorblattes 5 planen kann.
Die Vorteile der Erfindung und ihrer vorteilhaften Varianten sind zusammengefasst:

• Berührungslose Messung der Biegelinie und der Auslenkung des Rotors im Betrieb der Anlage;
• frühzeitige Kollisionswarnung;
• Erkennung von Anomalien und dadurch Erhöhung der Standsicherheit;
• autarker Betrieb, Herstellerdaten oder Zugriff auf Anlagendaten nicht notwendig – Anwendung der GL-Richtlinie, Messung des Turmabstandes im entlasteten Zustand;
• mit Anlagenvernetzung und Austausch mit Anlagendaten als Condition Monitoring System geeignet;
• netzunabhängiger Betrieb durch Energieversorgung mit PV-Anlage möglich;
• einfache Montage durch drahtlose Datenübertragung.

1: Windenergieanlage
2: Turm
3: Gondel
4: Rotor
5: Rotorblatt
6: distales Ende
7a, 7b: Abstandssensor
8a, 8b: Messbereich

Claims

Vorrichtung zur Überwachung einer Windenergieanlage (1) mit einem Turm (2) und einem an diesem angeordneten Rotor (4) mit Rotorblättern (5) hinsichtlich einer möglichen Kollision eines Rotorblattes (5) mit dem Turm (2) mit wenigstens einem an der Windenergieanlage (1) angeordneten Abstandssensor (7a, 7b) für eine berührungslose Messung des Abstandes der Rotorblätter (5) zu einem vorgegebenen Punkt der Windenergieanlage (1) sowie einer Auswerteelektronik, in welcher die von dem wenigstens einen Abstandssensor (7a, 7b) gemessenen Abstandsdaten ausgewertet werden und welche bei Unterschreiten eines kritischen Abstandes eine Kollisionswarnung ausgibt.
Vorrichtung nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, dass an dem Turm (2) in einer Höhe, in welcher die distalen Enden (6) der Rotorblätter (5) im Betrieb an ersterem vorbei streichen, über den Umfang verteilt, vorzugsweise in einer gleichmäßigen Winkelteilung, wenigstens drei fest an dem Turm (2) montierte Abstandssensoren (7a) angeordnet sind, wobei in der Auswerteelektronik eine Berechnungsroutine programmiert ist, welche aus den gemessenen Abstandsdaten der Abstandssensoren (7a) einen tatsächlichen Abstand des distalen Endes (6) des Rotorblattes (5) vom Turm (2) errechnet.
Vorrichtung nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, dass der Abstandssensor an dem Turm (2) in einer Höhe, in welcher die distalen Enden (6) der Rotorblätter (5) im Betrieb an ersterem vorbei streichen, um den Turm (2) in horizontaler Richtung verfahrbar angeordnet ist und bei einer Drehbewegung des Rotors (4) bzw. einer diesen tragenden Gondel (3) um die Turmachse herum so mitge führt wird, dass er stets einem an dem Turm (2) vorbei streichenden Rotorblatt (5) in kürzester Distanz gegenüberliegt.
Vorrichtung nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, dass an den distalen Enden (6) der Rotorblätter (5) je ein Abstandssensor angeordnet ist.
Vorrichtung nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, dass auf einer den Rotor (4) tragenden, gegenüber dem Turm (2) um dessen Längsachse drehbaren Gondel (3) ein auf einen Punkt, in dem die distalen Enden (6) der Rotorblätter (5) die Vertikale durchlaufen gerichteter Abstandssensor (7b) angeordnet ist.
Vorrichtung nach einem der vorhergehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass eine Datenverbindung zwischen den Abstandssensoren (7a, 7b) und der Auswertelektronik drahtlos aufgebaut ist.
Vorrichtung nach einem der vorhergehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass die Auswerteelektronik mit einer Not-Abschaltung verbunden ist, wobei bei einer Kollisionswarnung die Auswerteelektronik die Not-Abschaltung aktiviert.