DE102017115927A1 - Dehnungs- und Vibrations-Messsystem zur Überwachung von Rotorblättern - Google Patents

Dehnungs- und Vibrations-Messsystem zur Überwachung von Rotorblättern Download PDF

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Abstract

Es ist eine Anordnung zur Überwachung und/oder Regelung einer Windenergieanlage zur beschrieben. Die Anordnung zur Überwachung und/oder Regelung einer Windenergieanlage beinhaltet eine Anordnung von zwei Dehnungssensoren, insbesondere drei Dehnungssensoren, die Blattbiegemomente eines Rotorblatts einer Windenergieanlage in mindestens zwei unterschiedlichen Raumrichtungen erfasst; einen ersten Vibrationssensor zur Erfassung von Vibrationen des Rotor-blatts in einer ersten Raumrichtung; und mindestens einen zweiten Vibrationssensor zur Erfassung von Vibrationen des Rotors in einer zweiten Raumrichtung, die sich von der ersten Raumrichtung unterscheidet.

Description

  • TECHNISCHES GEBIET
  • Ausführungsformen der vorliegenden Erfindung betreffen im Allgemeinen eine Steuerung und/oder Regelung bzw. Überwachung des Betriebs von Windenergieanlagen. Insbesondere betreffen Ausführungsformen Vorrichtungen und Verfahren mit einem Dehnungs- und Vibrations-Messsystem.
  • STAND DER TECHNIK
  • Windenergieanlagen unterliegen einer komplexen Steuerung bzw. Regelung, die zum Beispiel durch wechselnde Betriebsbedingungen notwendig sein kann. Ferner sind zur Überwachung des Zustands einer Windenergieanlage Messungen notwendig. Durch die mit dem Betrieb einer Windenergieanlage verknüpften Bedingungen, zum Beispiel Temperaturschwankungen, Witterung und Wetterverhältnisse, aber auch insbesondere stark wechselnde Windverhältnisse, sowie durch die Vielzahl von gesetzlich vorgeschriebenen Sicherheitsmaßnahmen sind die Überwachung und die für die Überwachung notwendigen Sensoren einer Vielzahl von Randbedingungen unterworfen.
  • Rotorblätter können mit Dehnungssensoren, Beschleunigungssensoren, oder weiterer Sensorik ausgerüstet sein, um Blattlasten, Beschleunigungen, oder weitere physikalische Messgrößen zu erfassen. US 2009/0246019 beschreibt ein Messsystem bestehend aus vier Dehnungssensoren in der Blattwurzel zur Eiserkennung. WO 2017/000960A1 beschreibt ein Verfahren zum Messen der Last einer Windturbine und eine Windenergieanlage für eine solche Lastmessung. Lastsensoren sind konfiguriert, um eine mechanische Verformung des Wurzelendes des Blattes zu messen. Lastsensoren können optische Dehnungsmessstreifen, wie z. B. Faser-Bragg-Gitter, sein. Ein dreiachsiger Beschleunigungssensor zu Blattzustandsüberwachung ist in WO 1999/057435 beschrieben.
  • Bei der Überwachung von Betriebszuständen von Windenergieanlagen wird eine Mehrzahl von Sensoren verwendet. Zum Beispiel können Dehnungsmessungen zur Messung der Biegung eines Rotorblatts, Beschleunigungsmessungen zur Messung einer Beschleunigung eines Rotorblatts, oder andere Größen gemessen werden. Eine Gruppe von Sensoren, die als Erfolg versprechend für zukünftige Applikationen erscheint, sind faseroptische Sensoren. Es ist daher erstrebenswert, Messungen zur Überwachung einer Windenergieanlage mit faseroptischen Sensoren weiter zu verbessern.
  • Im Allgemeinen ist es somit erstrebenswert Verbesserungen bei der Regelung und Überwachung, bei den Sensoren für ein Rotorblatt einer Windenergieanlage, bei Rotorblättern für Windenergieanlagen, und Windenergieanlagen selbst zu ermöglichen.
  • ZUSAMMENFASSUNG DER ERFINDUNG
  • Gemäß einer Ausführungsform ist eine Anordnung zur Überwachung und/oder Regelung einer Windenergieanlage zur Verfügung gestellt. Die Anordnung zur Überwachung und/oder Regelung einer Windenergieanlage beinhaltet eine Anordnung von mindestens zwei Dehnungssensoren, insbesondere drei Dehnungssensoren, die Blattbiegemomente eines Rotorblatts einer Windenergieanlage in mindestens zwei unterschiedlichen Raumrichtungen erfasst; einen ersten Vibrationssensor zur Erfassung von Vibrationen des Rotor-blatts in einer ersten Raumrichtung; und mindestens einen zweiten Vibrationssensor zur Erfassung von Vibrationen des Rotors in einer zweiten Raumrichtung, die sich von der ersten Raumrichtung unterscheidet.
  • Gemäß einer weiteren Ausführungsform ist ein Verfahren zur Überwachung und/oder Regelung einer Windenergieanlage zur Verfügung gestellt. Das Verfahren beinhaltet Messen von Vibrationen eines Rotorblatts der Windenergieanlage in zwei unterschiedlichen Raumrichtungen; Messen von Biegemomenten des Rotorblatts der Windenergieanlage in mindestens zwei unterschiedlichen Raumrichtungen; und Überwachen und/oder Regeln der Windenergieanlage basierend auf den Vibrationen in den zwei unterschiedlichen Raumrichtungen der Messung von Vibrationen und den Biegemomenten in den mindestens zwei unterschiedlichen Raumrichtungen der Messung der Biegemomente.
  • Figurenliste
  • Ausführungsbeispiele sind in den Zeichnungen dargestellt und in der nachfolgenden Beschreibung näher erläutert. In den Zeichnungen zeigen:
    • 1 zeigt schematisch ein Rotorblatt einer Windenergieanlage mit Sensoren gemäß hier beschriebenen Ausführungsformen;
    • 2 zeigt schematisch einen Teil einer Windenergieanlage mit Rotorblättern und Sensoren gemäß hier beschriebenen Ausführungsformen;
    • 3 zeigt schematisch einen Teil einer Windenergieanlage mit Rotorblättern und Sensoren gemäß weiteren hier beschriebenen Ausführungsformen;
    • 4A zeigt schematisch einen Querschnitt eines Rotorblattes einer Windenergieanlage mit Dehnungssensoren.
    • 4B zeigt schematisch ein Rotorblatt einer Windenergieanlage mit Sensoren gemäß hier beschriebenen Ausführungsformen;
    • 5 zeigt schematisch einen Lichtleiter mit einem Faser-Bragg-Gitter zur Verwendung in Vibrationssensoren gemäß hier beschriebenen Ausführungsformen;
    • 6 zeigt schematisch einen Messaufbau für einen faseroptischen Vibrationssensor gemäß hier beschriebenen Ausführungsformen bzw. für Verfahren zur Überwachung und/oder Steuerung und/oder Regelung gemäß hier beschriebenen Ausführungsformen; und
    • 7 zeigt ein Ablaufdiagramm eines Verfahrens zur Überwachung und/oder Steuerung und/oder Regelung von Windenergieanlagen gemäß hier beschriebenen Ausführungsformen.
  • In den Zeichnungen bezeichnen gleiche Bezugszeichen gleiche oder funktionsgleiche Komponenten oder Schritte.
  • WEGE ZUR AUSFÜHRUNG DER ERFINDUNG
  • Im Folgenden wird detaillierter Bezug genommen auf verschiedene Ausführungsformen der Erfindung, wobei ein oder mehrere Beispiele in den Zeichnungen veranschaulicht sind.
  • Windenergieanlagen können durch Messtechnik in den Rotorblättern überwacht und geregelt werden. Hierdurch lassen sich eine oder mehrere der folgende Anwendungen umsetzen: Individuelle Blattanstellung eines Rotorblatts, Auftriebsoptimierung eines Rotorblatts, Lastregelung eines Rotorblatts bzw. der Windenergieanlage, Lastmessung an einem Rotorblatt bzw. an der Windenergieanlage, Zustandsbestimmung von Komponenten der Windenergieanlage, zum Beispiel Zustandsbestimmung eines Rotorblatt, Eiserkennung, Lebensdauerschätzung von Komponenten der Windenergieanlage zum Beispiel eines Rotorblattes, Regelung auf Windfelder, Regelung auf Nachlaufeffekte des Rotors, Regelung der Windenergieanlage auf Lasten, Regelung der Windenergieanlage in Bezug auf benachbarte Windenergieanlagen, Prädiktive Wartung, Turmfreigangsmessung, Spitzenlastabschaltung, und Unwuchterkennung.
  • Ausführungsformen der vorliegenden Erfindung betreffen eine Kombination von Dehnung-und Vibration-Sensorik im Rotorblatt einer Windenergieanlage. Hierbei ist es möglich ein vollständiges Bild über Blattlast und Vibration eines Rotorblattes einer Windenergieanlage zu erhalten, wobei ein optimiertes Verhältnis zwischen Redundanz von Komponenten und Materialeinsatz (CoO = cost of owership) erzielt werden kann. Ferner bietet sich die Möglichkeit für neue Anwendungen zur Optimierung von Windenergieanlagen.
  • 1 zeigt ein Rotorblatt 100 einer Windenergieanlage. Das Rotorblatt 100 hat eine Achse 101 entlang seiner Längserstreckung. Die Länge 105 des Rotorblatts reicht von dem Blattflansch 102, bzw. der Blattwurzel, zu der Blattspitze 104. Gemäß hier beschriebenen Ausführungsformen befinden sich in einem axialen bzw. radialen Bereich, das heißt einem Bereich entlang der Achse 101, ein Vibrationssensor 110 und ein Vibrationssensor 112. Der Vibrationssensor 110, d.h. ein erster Vibrationssensor, erfasst Vibrationen in einer ersten Raumrichtung, und der Vibrationssensor 112, d.h. ein zweiter Vibrationssensor, erfasst Vibrationen in einer zweiten Raumrichtung, die sich von der ersten Raumrichtung unterscheidet. Weitere Vibrationssensoren können, zum Beispiel zum Zweck einer Redundanz, zur Messungen in der ersten und/oder der zweiten Raumrichtung zur Verfügung gestellt werden. Zum Beispiel kann die erste Raumrichtung die Schwenkrichtung eines Rotorblatts sein, d.h. die Richtung von der Blattvorderkante zur Blatthinterkante. Die zweite Raumrichtung kann die Schlagrichtung eines Rotorblatts sein, d.h. die Richtung senkrecht zur Schwenkrichtung. Gemäß hier beschriebenen Ausführungsformen können die erste Raumrichtung und die zweite Raumrichtung einen Winkel von 70° bis 90° einschließen.
  • Gemäß weiteren Ausführungsformen, können die Vibrationssensoren bevorzugt in einem radial außen gerichteten Bereich angeordnet sein, d.h. hin zur Blattspitze. Zum Beispiel können die Vibrationssensoren an einer radialen Position im Bereich der äußeren 80% bis äußeren 60% des Radius eines Rotorblatts der Windenergieanlage zur Verfügung gestellt ist, wie es durch den Bereich 107 in 1 dargestellt ist.
  • Eine Anordnung von Sensoren in einem der Blattspitze zugewandten Bereich wird gemäß hier beschriebenen Ausführungsformen insbesondere durch die Verwendung faseroptischer Sensoren, zum Beispiel faseroptischer Vibrationssensoren, ermöglicht. Faseroptische Sensoren können ohne elektrische Komponenten zur Verfügung gestellt werden. Hierdurch kann vermieden werden, dass ein Blitzeinschlag unmittelbar in elektronische Komponenten und/oder Kabel bzw. Signalkabel für elektronische Komponenten erfolgt. Ferner kann selbst bei einer Ableitung eines Blitzeinschlags über einen Blitzableiter, d.h. bei einer kontrollierten Ableitung zu einem Erdpotenzial, ein Schaden durch die durch Induktion erzeugten Ströme in Kabeln bzw. Signalkabeln vermieden werden. Gemäß hier beschriebenen Ausführungsformen werden bevorzugt faseroptische Vibrationssensoren verwendet, wie es in Bezug auf 3 näher erläutert wird.
  • 1 zeigt weiterhin eine Anordnung 120 von Dehnungssensoren oder Dehnungsmessstreifen. Die Anordnung 120 enthält einen ersten Dehnungssensor 142, einen zweiten Dehnungssensor 124, und einen dritten Dehnungssensor 126. Gemäß einigen Ausführungsformen kann der dritte Dehnungssensor als optional betrachtet werden. Diese Anordnung wird unter Bezugnahme auf die 3 und 4 näher erläutert. Die Anordnung von drei Dehnungssensoren kann zwei unterschiedliche Raumrichtungen erfassen. Durch azimutale Platzierung von drei Sensoren werden die Blattbiegungen bzw. Blattbiegemomente in zwei Raumrichtungen, zum Beispiel Flap- und Edge-Richtung, erfasst. Gemäß typischen Ausführungsformen können die drei Dehnungssensoren im Koordinatensystem eines Rotorblattes an unterschiedlichen Winkelkoordinaten entlang der Längserstreckung des Rotorblatts zur Verfügung gestellt sein. Die eine oder mehrere der drei unterschiedlichen Raumrichtung können sich von einer der ersten Raumrichtung eines Vibrationssensors oder der zweiten Raumrichtung eines Vibrationssensors unterscheiden, oder können mit einer der der ersten Raumrichtung eines Vibrationssensors oder der zweiten Raumrichtung eines Vibrationssensors zusammenfallen.
  • 2 zeigt eine Windenergieanlage 200. Die Windenergieanlage 200 beinhaltet einen Turm 40 und eine Gondel 42. An der Gondel 42 ist der Rotor befestigt. Der Rotor beinhaltet eine Nabe 44, an der die Rotorblätter 100 befestigt sind. Gemäß typischen Ausführungsformen hat der Rotor zumindest 2 Rotorblätter, insbesondere 3 Rotorblätter. Beim Betrieb der Windenergieanlage bzw. der Windenergieanlage rotiert der Rotor, d.h. die Nabe mit den Rotorblättern um eine Achse. Dabei wird ein Generator zur Stromerzeugung angetrieben. Wie in 2 dargestellt, sind zwei Vibrationssensoren in einem Rotorblatt 100 zur Verfügung gestellt. Die Vibrationssensoren sind ist mit einer Signalleitung oder mit Signalleitungen mit einer Auswerteeinheit 114 verbunden. Ferner enthält ein Rotorblatt eine Anordnung 120 von Dehnungssensoren. Die Auswerteeinheit 114 liefert ein Signal an eine Steuerung und/oder Regelung 50 der Windenergieanlage 200.
  • Gemäß einigen Ausführungsformen, die mit anderen Ausführungsformen kombiniert werden können, handelt es sich bei den Vibrationssensoren (110/112) um faseroptische Vibrationssensoren. Für faseroptische Vibrationssensoren wird ein optisches Signal mittels eines Lichtleiters 212, zum Beispiel einer optischen Faser, an die Auswerteeinheit 114 übertragen. Bei einem faseroptischen Vibrationssensor kann das Sensorelement selbst außerhalb einer optischen Faser zur Verfügung gestellt werden. Alternativ hierzu kann bei einem faseroptischen Vibrationssensor das eigentliche Sensorelement typischerweise innerhalb einer optischen Faser zur Verfügung gestellt, zum Beispiel in Form eines Faser-Bragg-Gitters. Dies ist im Detail in Bezug auf die 5 und 6 beschrieben.
  • Die oben genannten Ausführungsformen und Anwendungen können durch eine Kombination aus Dehnungssensoren und Vibrationssensoren im Rotorblatt ermöglicht werden. Gemäß hier beschriebenen Ausführungsformen, wie es in 3 dargestellt ist, drei Dehnungssensoren und zwei Vibrationssensoren verwendet. Für die Bestimmung der Blattlasten werden die Dehnungssensoren genutzt, welche so angeordnet sind, dass die Blattbiegemomente in Schlag- und Schwenkrichtung optimal abgebildet werden.
  • Durch die Verwendung von drei Dehnungssensoren ist eine Redundanz und damit eine erhöhte Sicherheit gegenüber Ausfällen realisiert. Weiterhin ist es möglich, gemäß hier beschriebenen Ausführungsformen temperaturkompensierte Dehnungssensoren zu verwenden, insbesondere temperaturkompensierte faseroptische Dehnungssensoren. Durch Verwendung temperaturkompensierter Dehnungssensoren kann der Einfluss durch Temperatur auf die Bestimmung der Blattbiegemomente minimiert werden. Faseroptische Dehnungssensoren ermöglichen darüber hinaus durch ihre hohe Spitzen- und Dauerlastfestigkeit eine hohe Zuverlässigkeit der Blattbiegemomentenbestimmung.
  • Mit Vibrationssensorik im Rotorblatt können Vibrationen des Rotorblatts bestimmt werden und somit Anwendungen z. B. zur Blattzustandsüberwachung oder Eiserkennung realisiert werden. Durch die Verwendung von passiven faseroptischen Sensoren kann eine zuverlässige Messung der Blattvibration ohne Beeinflussung durch elektromagnetische Felder oder hohe elektrische Ströme, wie z. B. Blitze, ermöglicht werden.
  • 3 zeigt einen Teil einer Windenergieanlage, wobei Abschnitte von drei Rotorblättern 100 dargestellt sind. Eine Anordnung eines ersten Dehnungssensors 122, eines zweiten Dehnungssensors 124 und eines dritten Dehnungssensors 126 ist jeweils in einem Rotorblatt zur Verfügung gestellt. Ferner werden gemäß hier beschriebenen Ausführungsformen ein erster Vibrationssensor 110 und ein zweiter Vibrationssensor 112 zur Verfügung gestellt. Die Signale der Sensoren werden, zum Beispiel über eine Übertragungseinheit 314, an eine Auswerteeinheit 114 zur Verfügung gestellt.
  • Die Kombination der Messung von Dehnung und Vibration im Rotorblatt ermöglicht die oben genannten Anwendungen. Zudem kann durch die Kombination der Signale ein umfänglicheres Bild über den Zustand und den Betrieb der Windenergieanlage erreicht werden, wodurch sich weitere Anwendungen ergeben können. Ein vollständiges Bild über Blattlast und Vibration eines Rotorblatts einer Windenergieanlage kann zur Verfügung gestellt werden. Es ergibt sich die Möglichkeit neue Anwendungen zur Optimierung von Windenergieanlagen zu realisieren. Ausführungsformen der vorliegenden Erfindung beziehen sich auf die hier dargestellte Kombination einer Dehnungs- und Vibrationssensorik im Rotorblatt einer Windenergieanlage. Durch die Verwendung von zwei Vibrationssensoren und drei Dehnungssensoren kann ein günstiges Verhältnis zwischen Materialaufwand und Redundanz zur Verfügung gestellt werden.
  • Gemäß einigen hier beschriebenen Ausführungsformen können Vibrationssensoren, insbesondere faseroptische Vibrationssensoren, ausgelegt sein, eine Verschiebung eine Vibrationsfrequenz zu messen. Zum Beispiel kann ein Vibrationssensor sich nicht auf absolute Beschleunigungen bzw. Messungen in Frequenzbereichen beziehen. Dies kann zum Beispiel im Rahmen einer Auswertung geschehen oder durch eine entsprechende Analyse von optischen Fasern eines faseroptischen Vibrationssensoren. Gemäß weiteren Ausführungsformen, können Vibrationssensoren einen Frequenzbereich von 0,1 Hz hin zu höheren Frequenzen abdecken. Zum Beispiel kann ein Hochpassfilter verwendet werden, um absolute Beschleunigungen, die zum Beispiel durch die Rotation des Rotors auftreten aus dem Signal zu filtern.
  • Gemäß einigen hier beschriebenen Ausführungsformen, die mit anderen Ausführungsformen kombiniert werden können, ermöglichen faseroptische Vibrationssensoren und/oder Dehnungssensoren Messungen zur Überwachung der hier beschriebenen Anwendungen. Ferner können durch die faseroptischen Sensoren Risiken bei Blitzeinschlag reduziert werden und eine optische Übertragung kann den Wartungsaufwand reduzieren.
  • 4A zeigt ein Querschnitt eines Rotorblatts 100, sowie eine Anordnung von drei Dehnungssensoren, wobei die Dehnungssensoren zum Beispiel in der Blattwurzel oder nahe der Blattwurzel angebracht sein können. Gemäß einigen hier beschriebenen Ausführungsformen, können die drei Dehnungssensoren in einem Winkelraster von etwa 120° angebracht werden, wobei eine Abweichung von +-20°, insbesondere +- 10° möglich ist. Idealerweise wird ein azimutales Winkelraster von 120° verwendet um das Blattkoordinatensystem abzudecken. Der azimutale Winkel kann sich auf die Koordinaten in der Blattwurzel, zum Beispiel mit einer Mittelpunktsachse parallel zur Länge des Rotorblatts beziehen. D.h. der azimutale Winkel bezieht sich auf ein Koordinatensystem des Rotorblatts.
  • Im Allgemeinen können durch zwei Dehnungssensoren, zum Beispiel in Schlagrichtung und Schwenkrichtung die Blattbiegemomente bestimmt werden. Nach Norm IEC 61400-13 werden die Blattdehnungen mittels vier Dehnungssensoren bestimmt. Betrachtet man die Überlebenswahrscheinlichkeiten eines Dehnungssensors statistisch, so ergibt sich durch drei Dehnungssensoren eine signifikante Erhöhung der Überlebenswahrscheinlichkeit des Gesamtsystems im Vergleich zu einem System mit zwei Dehnungssensoren. Eine weitere Erhöhung der Überlebenswahrscheinlichkeit des Gesamtsystems durch vier Sensoren ist jedoch dementsprechend gering. Eine Anordnung 120 aus drei Dehnungssensoren zu Bestimmung von Blattbiegemomenten eines Rotorblatts einer Windenergieanlage bietet somit eine ähnlich hohe Überlebenswahrscheinlichkeit des Gesamtsystems zur Bestimmung von Blattbiegemomenten bei reduzierten Materialaufwand und somit reduziertem CoO. Zugleich können mit drei Dehnungssensoren die Zentripetalkräfte und Gleichanteile von Temperatureffekten kompensiert werden. Gemäß typischen Ausführungsformen, können die Dehnungssensoren faseroptische Dehnungssensoren sein. Weiterhin ist es möglich, Temperatur kompensierte faseroptische Sensoren zu verwenden.
  • Die oben genannten Ausführungsformen und Anwendungen können durch eine Kombination aus Dehnungssensoren und Vibrationssensoren ermöglicht werden. Gemäß einigen hier beschriebenen Ausführungsformen, wie es in 4B dargestellt ist, können auch zwei Dehnungssensoren verwendet. Für die Bestimmung der Blattlasten werden die Dehnungssensoren genutzt, welche so angeordnet sind, dass die Blattbiegemomente in Schlag- und Schwenkrichtung optimal abgebildet werden.
  • Gemäß einigen Ausführungsformen, wie zum Beispiel in 4A dargestellt ist, kann ein weiterer Dehnungssensor im Rotorblatt zur Verfügung gestellt sein. Durch die Verwendung von drei Dehnungssensoren kann eine Redundanz und damit eine erhöhte Sicherheit gegenüber Ausfällen realisiert. Weiterhin ist es möglich, gemäß hier beschriebenen Ausführungsformen temperaturkompensierte Dehnungssensoren zu verwenden, insbesondere temperaturkompensierte faseroptische Dehnungssensoren. Durch Verwendung temperaturkompensierter Dehnungssensoren kann der Einfluss durch Temperatur auf die Bestimmung der Blattbiegemomente minimiert werden. Faseroptische Dehnungssensoren ermöglichen darüber hinaus durch ihre hohe Spitzen- und Dauerlastfestigkeit eine hohe Zuverlässigkeit der Blattbiegemomentenbestimmung.
  • Gemäß hier beschriebenen Ausführungsformen, wie exemplarisch in 4B dargestellt, werden um die Blattbiegemomente in Schlag- und Schwenkrichtung zu bestimmen, zwei Dehnungssensoren in der Blattwurzel 102 verbaut. Ein erster Dehnungssensor 122 kann ein Biegemoment in X-Richtung messen. Ein zweiter Dehnungssensor 124 kann ein Biegemoment in Y-Richtung messen. Die Dehnungssensoren werden so angeordnet, dass sie im Idealfall azimutal, orthogonal zueinander stehen und somit das Koordinatensystem des Rotorblatts in Schlag- und Schwenkrichtung optimal abdecken.
  • 5 zeigt einen in einen Lichtwellenleiter integrierten Sensor bzw. einen faseroptischen Sensor 510, welche ein Faser-Bragg-Gitter 506 aufweist. Obwohl in 5 nur ein einziges Faser-Bragg-Gitter 506 gezeigt ist, ist zu verstehen, dass die vorliegende Erfindung nicht auf eine Datenerfassung aus einem einzelnen Faser-Bragg-Gitter 506 beschränkt ist, sondern dass längs eines Lichtleiters 212, einer Übertragungsfaser, einer Sensorfaser bzw. einer optischen Faser eine Vielzahl von Faser-Bragg-Gittern 506 angeordnet sein können.
  • 5 zeigt somit nur einen Abschnitt eines optischen Wellenleiters, welcher als Sensorfaser, optischer Faser bzw. Lichtleiter 212 ausgebildet ist, wobei diese Sensorfaser empfindlich auf eine Faserdehnung (siehe Pfeil 508) ist. Es sei hier darauf hingewiesen, dass der Ausdruck „optisch“ bzw. „Licht“ auf einen Wellenlängenbereich im elektromagnetischen Spektrum hinweisen soll, welcher sich vom ultravioletten Spektralbereich über den sichtbaren Spektralbereich bis hin zu dem infraroten Spektralbereich erstrecken kann. Eine Mittenwellenlänge des Faser-Bragg-Gitters 506, d.h. eine so genannte Bragg-Wellenlänge λB, wird durch die folgende Gleichung erhalten: λ B = 2 ⋅ nk ⋅ Λ .
    Figure DE102017115927A1_0001
  • Hierbei ist nk die effektive Brechzahl des Grundmodus des Kerns der optischen Faser und A die räumliche Gitterperiode (Modulationsperiode) des Faser-Bragg-Gitters 506.
  • Eine spektrale Breite, die durch eine Halbwertsbreite der Reflexionsantwort gegeben ist, hängt von der Ausdehnung des Faser-Bragg-Gitters 506 längs der Sensorfaser ab. Die Lichtausbreitung innerhalb der Sensorfaser bzw. des Lichteiters 212 ist somit durch die Wirkung des Faser-Bragg-Gitters 506 beispielsweise abhängig von Kräften, Momenten und mechanischen Spannungen sowie Temperaturen, mit der die Sensorfaser, d.h. die optische Faser und insbesondere das Faser-Bragg-Gitter 506 innerhalb der Sensorfaser beaufschlagt werden.
  • Wie in 5 gezeigt, tritt elektromagnetische Strahlung 14 oder Primärlicht von links in die optische Faser bzw. den Lichtleiter 112 ein, wobei ein Teil der elektromagnetischen Strahlung 14 als ein transmittiertes Licht 16 mit einem im Vergleich zur elektromagnetischen Strahlung 14 veränderten Wellenlängenverlauf austritt. Ferner ist es möglich, reflektiertes Licht 15 am Eingangsende der Faser (d.h. an dem Ende, an welchem auch das elektromagnetische Strahlung 14 eingestrahlt wird) zu empfangen, wobei das reflektierte Licht 15 ebenfalls eine modifizierte Wellenlängenverteilung aufweist. Das optische Signal, das zur Detektion und Auswertung verwendet wird, kann gemäß den hier beschriebenen Ausführungsformen durch das reflektieret Licht, durch das transmittierte Licht, sowie eine Kombination der beiden zur Verfügung gestellt werden.
  • In einem Fall, in dem die elektromagnetische Strahlung 14 bzw. das Primärlicht in einem breiten Spektralbereich eingestrahlt wird, ergibt sich in dem transmittierten Licht 16 an der Stelle der Bragg-Wellenlänge ein Transmissionsminimum. In dem reflektierten Licht ergibt sich an dieser Stelle ein Reflexionsmaximum. Eine Erfassung und Auswertung der Intensitäten des Transmissionsminimums bzw. des Reflexionsmaximums, oder von Intensitäten in entsprechenden Wellenlängenbereichen erzeugt ein Signal, das im Hinblick auf die Längenänderung der optischen Faser bzw. des Lichtleiters 112 ausgewertet werden kann und somit auf Kräfte bzw. Vibrationen Aufschluss gibt.
  • 6 zeigt ein typisches Messsystem zur Detektion einer Vibration mit einer Vorrichtung zur Detektion einer Vibration gemäß den hierin beschriebenen Ausführungsformen. Das System enthält einen oder mehrere Vibrationssensoren 110/112. Das System weist eine Quelle 602 für elektromagnetische Strahlung, zum Beispiel eine Primärlichtquelle, auf. Die Quelle dient zur Bereitstellung von optischer Strahlung mit welcher mindestens ein faseroptisches Sensorelement eines Vibrationssensors bestrahlt werden kann. Zu diesem Zweck ist eine optische Übertragungsfaser bzw. ein Lichtleiter 603 zwischen der Primärlichtquelle 602 und einem ersten Faserkoppler 604 bereitgestellt. Der Faserkoppler koppelt das Primärlicht in die optische Faser bzw. dem Lichtleiter 112. Die Quelle 602 kann zum Beispiel eine Breitbandlichtquelle, ein Laser, eine LED (light emitting diode), eine SLD (Superlumineszenzdiode), eine ASE-Lichtquelle (Amplified Spontaneous Emission-Lichtquelle) oder ein SOA (Semiconductor Optical Amplifier) sein. Es können für hier beschriebene Ausführungsformen auch mehrere Quellen gleichen oder unterschiedlichen Typs (s.o.) verwendet werden.
  • Das faseroptische Sensorelement 610, wie zum Beispiel ein Faser-Bragg-Gitter (FBG) oder ein optischer Resonator, ist in eine Sensorfaser integriert bzw. an die Sensorfaser optisch angekoppelt. Das von den faseroptischen Sensorelementen zurückgeworfene Licht wird wiederum über den Faserkoppler 604 geleitet, welcher das Licht über die Übertragungsfaser 605 einen Strahlteiler 606 leitet. Der Strahlteiler 606 teilt das zurückgeworfene Licht zur Detektion mittels eines ersten Detektors 607 und eines zweiten Detektors 608. Hierbei wird das auf dem zweiten Detektor 608 detektierte Signal zunächst mit einem optischen Kantenfilter 609 gefiltert.
  • Durch den Kantenfilter 609 kann eine Verschiebung der Braggwellenlänge am FBG bzw. eine Wellenlängenänderung durch den optischen Resonator detektiert werden. Im Allgemeinen kann ein Messsystem, wie es in 6 dargestellt ist, ohne den Strahlteiler 606 bzw. den Detektor 607 zur Verfügung gestellt sein. Der Detektor 607 ermöglicht jedoch eine Normierung des Messsignals des Vibrationssensors in Bezug auf anderweitige Intensitätsfluktuationen, wie zum Beispiel Schwankungen der Intensität der Quelle 602, Schwankungen durch Reflexionen an Schnittstellen zwischen einzelnen Lichtleitern, oder andere Intensitätsschwankungen. Diese Normierung verbessert die Messgenauigkeit und reduziert die Abhängigkeit von Messsystemen von der Länge der zwischen der Auswerteeinheit und dem faseroptischen Sensor zur Verfügung gestellten Lichtleiter.
  • Insbesondere bei der Verwendung von mehreren FBGs können zusätzliche optische Filtereinrichtungen (nicht dargestellt) für die Filterung des optischen Signales bzw. Sekundärlichts verwendet werden. Eine optische Filtereinrichtung 609 bzw. zusätzliche optische Filtereinrichtungen können einen optischen Filter umfassen, der gewählt ist aus der Gruppe, welche besteht aus einem Dünnschichtfilter, einem Faser-Bragg-Gitter, einem LPG, einem Arrayed-Waveguide-Grating (AWG), einem Echelle-Gitter, einer Gitteranordnung, einem Prisma, einem Interferometer, und jedweder Kombination davon.
  • Ein weiterer Aspekt bei der Überwachung von Windenergieanlagen, der mit anderen hier beschriebenen Ausführungsformen und Aspekten kombiniert werden kann, der jedoch auch unabhängig von weiteren Ausführungsformen, Aspekte und Details zur Verfügung gestellt ist, ist ein verbessertes Verfahren zur Überwachung und Steuerung und/oder Regelung einer Windenergieanlage mit Vibrationssensoren und Dehnungssensoren, insbesondere faseroptischen Vibrationssensor und faseroptischen Dehnungssensoren. Eine oder mehrere der folgende Anwendungen kann umsetzt werden: Individuelle Blattanstellung eines Rotorblatts, Auftriebsoptimierung eines Rotorblatts, Lastregelung eines Rotorblatts bzw. der Windenergieanlage, Lastmessung an einem Rotorblatt bzw. an der Windenergieanlage, Zustandsbestimmung von Komponenten der Windenergieanlage, zum Beispiel Zustandsbestimmung eines Rotorblatt, Eiserkennung, Lebensdauerschätzung von Komponenten der Windenergieanlage zum Beispiel eines Rotorblattes, Regelung auf Windfelder, Regelung auf Nachlaufeffekte des Rotors, Regelung der Windenergieanlage auf Lasten, Regelung der Windenergieanlage in Bezug auf benachbarte Windenergieanlagen, Prädiktive Wartung, Turmfreigangsmessung, Spitzenlastabschaltung, und Unwuchterkennung. Gemäß einem solchen Aspekt bzw. einer solchen Ausführungsform wird ein Verfahren zur Überwachung oder Steuerung bzw. Regelung einer Windenergieanlage zur Verfügung gestellt. Das Verfahren zur Überwachung einer Windenergieanlage umfasst das Messen von Vibrationen mit zwei Vibrationssensoren in zwei unterschiedlichen Raumrichtungen und das Messen von Blattbiegemomenten in zumindest zwei, zum Beispiel drei unterschiedlichen Raumrichtungen (siehe Bezugszeichen 702 in 7). Insbesondere kann das Messen von Vibrationen das Messen von Frequenzverschiebungen von Vibrationen beinhalten. Weiterhin insbesondere, kann das Messen von Vibrationen derart ausgestaltet sein, dass für die für die Regelung bzw. Steuerung und/oder die Zustandsbestimmung relevanten Signale keine Messung von absoluten Beschleunigungen und oder Messungen in Frequenzbereichen stattfindet. Für die Regelung bzw. Steuerung und/oder die Zustandsbestimmung der Windenergieanlage wird basierend auf den Vibrationssensoren lediglich eine Frequenzverschiebung ermittelt. Gemäß hier beschriebenen Ausführungsformen werden, wie durch Bezugszeichen 704 gezeigt, die Signale für die Überwachung oder Reglung, insbesondere für eine der oben genannten Anwendungen verwendet.
  • 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.
  • ZITATE ENTHALTEN IN DER BESCHREIBUNG
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Claims (10)

  1. Eine Anordnung zur Überwachung und/oder Regelung einer Windenergieanlage, umfassend: eine Anordnung (120) von mindestens zwei Dehnungssensoren (122,124,126), die Blattbiegemomente eines Rotorblatts (100) einer Windenergieanlage in mindestens zwei unterschiedlichen Raumrichtungen erfasst; einen ersten Vibrationssensor (110) zur Erfassung von Vibrationen des Rotorblatts in einer ersten Raumrichtung; und mindestens einen zweiten Vibrationssensor (112) zur Erfassung von Vibrationen des Rotors in einer zweiten Raumrichtung, die sich von der ersten Raumrichtung unterscheidet.
  2. Die Anordnung gemäß Anspruch 1, wobei der erste Vibrationssensor und der zweiter Vibrationssensor faseroptische Vibrationssensoren sind.
  3. Die Anordnung gemäß einem der Ansprüche 1-2, wobei die erste Raumrichtung und die zweite Raumrichtung einen Winkel von 70° bis 110° einschließen.
  4. Die Anordnung gemäß einem der Ansprüche 1-3, wobei drei Dehnungssensoren zur Verfügung gestellt sind, und die drei Dehnungssensoren in einem azimutalen Winkelraster von etwa 120° angeordnet sind.
  5. Die Anordnung gemäß einem der Ansprüche 1-4, wobei die mindestens zwei Dehnungssensoren faseroptische Dehnungssensoren sind.
  6. Ein Rotorblatt einer Windenergieanlage, umfassend: eine Anordnung gemäß einem der Ansprüche 1-5.
  7. Das Rotorblatt gemäß Anspruch 6, wobei zumindest einer der Vibrationssensoren ausgewählt aus dem ersten Vibrationssensor und dem zweiten Vibrationssensor an einer radialen Position im Bereich der äußeren 80% des Radius des Rotorblatts der Windenergieanlage zur Verfügung gestellt ist.
  8. Das Rotorblatt gemäß einem der Ansprüche 6-7, wobei die mindestens zwei Dehnungssensoren im Bereich einer Blattwurzel des Rotorblatts angeordnet sind.
  9. Ein Verfahren zur Überwachung und/oder Regelung einer Windenergieanlage, umfassend: Messen von Vibrationen eines Rotorblatts der Windenergieanlage in zwei unterschiedlichen Raumrichtungen; Messen von Biegemomenten des Rotorblatts der Windenergieanlage in mindestens zwei unterschiedlichen Raumrichtungen; und Überwachen und/oder Regeln der Windenergieanlage basierend auf den Vibrationen in den zwei unterschiedlichen Raumrichtungen der Messung von Vibrationen und den Biegemomenten in den mindestens zwei unterschiedlichen Raumrichtungen der Messung der Biegemomente.
  10. Das Verfahren gemäß Anspruch 9, wobei das Messen von Vibrationen das Messen von Frequenzverschiebungen der Vibrationen umfasst.
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