Reich-ardt sind wissenschaftliche Mitarbeiter in der Abteilung Regelungstechnik am Institut für Elektrische Energieversorgungstechnik e.V.
(ISET), Kassel.
von Peter Caselitz, Jochen Giebhardt, Thomas Krüger,
Manfred Mevenkamp, Josef Petschenka und Mario Reichardt
1. Einleitung
In den vergangenen Jahren hat die Nutzung der Windenergie einen deut-lichen Aufschwung genommen. Dabei nahm die Größe der in Serie gefertig-ten Anlagen beständig zu (Abbil-dung 1). Zur Zeit sind auf dem eu-ropäischen Markt Windkraftanlagen (WKA) mit einer elektrischen Nennlei-stung von 500 bis 1.500 kW und einem Rotordurchmesser zwischen 40 und 65 m am stärksten präsent. Sie werden von den Betreibern aufgrund Ihrer höheren Wirtschaftlichkeit bevor-zugt.
Obwohl Windkraftanlagen bereits heute einen hohen technischen Stand erreicht haben, gibt es vor allem bei großen Anlagen noch ein hohes Ent-wicklungspotential. Vielversprechende Ansätze für die weitere Entwicklung sind unter anderem
• die Optimierung der Konstruktion zur Erzielung niedriger Turmkopfge-wichte,
• der Einsatz direkt angetriebener Hochpolgeneratoren,
• verbesserte Regelungs- und Überwa-chungsverfahren.
Die hier vorgestellten Verfahren zur Regelung und Fehlerfrüherkennung zielen in erster Linie auf die Reduktion von Beanspruchungen und die Steige-rung der Zuverlässigkeit von Wind-kraftanlagen. Durch angepaßte Rege-lungsverfahren können die mechani-schen Belastungen der WKA reduziert werden, so daß ein geringerer Mate-rialeinsatz bei der Konstruktion ohne Beeinträchtigung der Lebensdauer er-möglicht wird. Daneben bietet die Fehlerfrüherkennung die Möglichkeit, mechanische Defekte an der Anlage rechtzeitig zu erkennen, um das Aus-maß von Schäden und die damit ver-bundene Belastung aller übrigen Kom-ponenten zu verringern. Hinzu kommt eine Verringerung des Wartungsauf-wands und der Stillstandszeiten, da durch frühzeitige Fehlererkennung notwendige Instandsetzungsarbeiten planbar werden.
Die Entwicklung der Regelungs- und Überwachungsverfahren stützt sich auf theoretische Untersuchungen, Si-mulationen und Messungen an Experi-mentieranlagen und Prototypen. Der vorliegende Beitrag stellt Ergebnisse dieser Arbeiten vor.1
2. Regelung von Windkraftanlagen Bei den ersten in Serie produzierten Windkraftanlagen standen zunächst die mechanische Robustheit und der möglichst einfache Aufbau im Vorder-grund. Die Anlagen der ersten Gene-ration kamen praktisch ohne Rege-lung aus. Sie wurden drehzahlstarr am Netz betrieben, und die Rotoren waren so ausgelegt, daß die Lei-stungsaufnahme aus dem Wind ab einer bestimmten Windgeschwindig-keit durch Einsatz des Strömungsabris-ses (Stall) automatisch begrenzt wurde.
1 Gefördert vom BMBF und vom Land Hes-sen, in Zusammenarbeit mit der Tacke Windtechnik GmbH, Salzbergen, und der Carl Schenk AG, Darmstadt.
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kurzzeitigen Zwischenspeicher für me-chanische Energie zu nutzen.
Mit dem Anlagenkonzept erweiterten sich auch die Anforderungen an die
Regelung, die jetzt neben der Begren-zung der elektrischen Leistungsabga-be auch die Begrenzung der Drehzahl, die Vergleichmäßigung der Leistungs-abgabe und die Maximierung des Wir-kungsgrads im Teillastbereich gewähr-leisten mußte. Die heute üblichen Re-gelkonzepte [1][2] resultieren weitge-hend aus den Forschungsarbeiten zum GROWIAN und zur WKA-60-II: Kurzfri-stige Windböen werden bevorzugt durch eine Variation der Rotordrehzahl ausgeglichen, während auf längerfri-stige Änderungen der Windgeschwin-digkeit durch Verstellung der Rotor-blätter reagiert wird.
Abbildung 2 zeigt das Prinzipschaltbild einer modernen Windkraftanlage mit doppelt gespeistem Asynchrongenera-tor. Bei diesem Generatorsystem wird das Drehmoment über einen elektri-schen Umrichter im Rotorkreis des Ge-nerators gesteuert. Dieser Stelleingriff wird, ebenso wie die Verstellung der Rotorblätter, von einer zentralen Rege-lungseinrichtung koordiniert, deren Struktur und Wirkungsweise im weite-ren Verlauf beschrieben wird.
2.1 Neue Verfahren zur Regelung von WKA
Seit 1990 untersucht ISET verschiede-ne Möglichkeiten, mit Hilfe verschiede-neuer Re-gelungs- und Betriebsführungskon-zepte – zusätzlich zu den o.g. Rege-Als Variante zu den Stall-Anlagen
wur-den Anlagentypen mit verstellbaren Rotorblättern entwickelt. In diesem Fall muß eine aktive Regelung einge-setzt werden, die die Leistungsaufnah-me bei hohen Windgeschwindigkeiten durch Nachführung des Blattwinkels begrenzt. Auf diese Weise läßt sich eine bedeutend bessere Leistungscha-rakteristik erzielen als mit Stall-Anla-gen.
Eine Erweiterung der Anlagentechnik begann mit der Einführung drehzahl-variabler Generatorsysteme. Im Ge-gensatz zu der bis dahin überwiegend eingesetzten direkt netzgekoppelten Asynchronmaschine kann bei dreh-zahlvariablen Generatorsystemen das Drehmoment über einen elektrischen Umrichter gesteuert werden. Damit sind zwei grundlegende Vorteile ver-bunden: Zum einen ist es möglich, die Drehzahl des Rotors an die momenta-ne Windgeschwindigkeit anzupassen, um auf diese Weise den aerodynami-schen Wirkungsgrad des Rotors zu er-höhen. Der zweite, entscheidende Vorteil drehzahlvariabler WKA liegt aber in der Möglichkeit, den Rotor als
Abbildung 2: Regelungsstruktur einer Windkraftanlage mit doppelt gespeistem Asynchrongenerator
Abbildung 1: Großwindkraftanlage TW 1.5 der Tacke Windtechnik GmbH. Eine Anlage dieses Typs wird mit der neuen Regelungstechnik sowie einem Fehler-früherkennungssystem ausgestattet.
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Meßgrößen in einem Schätzer zusätz-liche Betriebsdaten ermittelt. Diese sind zum Beispiel
• die aktuelle Leistungsaufnahme des Rotors,
• die Biegebelastung der Rotorblätter,
• die mittlere im Rotorkreis wirksame Windgeschwindigkeit.
Aus den Meß- und Schätzgrößen wer-den in der zentralen Regelung Stellsig-nale ermittelt. Die Ansteuerung der Blattverstellung und des Stromrichters erfolgt über unterlagerte Regelkreise.
2.2 Verifikation der Ergebnisse durch Experimente
Zum Testen der entwickelten Regler sowie zur Verifikation der Simulations-modelle steht ISET eine 30 kW-Experi-mentieranlage im Windenergiepark Vogelsberg zur Verfügung. Diese An-lage besitzt eine frei programmierbare Regelung und ist mit einer umfangrei-chen Sensorik zur Erfassung der me-chanischen Beanspruchung ausgerü-stet.
In einem gemeinsamen Forschungs-vorhaben mit dem Fraunhofer-Institut für Betriebsfestigkeit (Fraunhofer LBF) in Darmstadt wurde zunächst unter-sucht, wie sich die Beanspruchung der Experimentieranlage bei Betrieb mit
variabler Rotordrehzahl im Vergleich zu drehzahlstarrem Betrieb verändert.
Dazu wurde die Experimentieranlage in beiden Betriebsarten jeweils ein Jahr lang vermessen. Anhand der Bela-stungskollektive, die während dieser Phasen ermittelt werden, kann die langfristige Materialbeanspruchung bestimmt werden.
Abbildung 3 zeigt typische gemessene Zeitverläufe des Torsionsmoments der Rotorwelle im drehzahlvariablen Be-trieb und im drehzahlstarren BeBe-trieb.
Im drehzahlvariablen Betrieb sind so-wohl Amplitude als auch Häufigkeit der Lastwechsel wesentlich geringer, die mechanische Beanspruchung ist reduziert.
In Abbildung 4 sind die langfristig an den Rotorblättern entstandenen Bean-spruchungen in Form von Belastungs-kollektiven dargestellt. Auch hier ist erkennbar, daß im drehzahlvariablen Betrieb bei geeignet ausgelegter Re-gelung geringere Lastamplituden auf-treten.
2.3 Reglerentwurf
Ein besonderer Schwerpunkt der Ent-wicklungsarbeiten liegt auf dem Ge-biet der mathematischen Modellbil-dung. Zuverlässige und detaillierte lungszielen – die mechanische
Bean-spruchung der Windkraftanlage zu re-duzieren. Bei einer Verringerung der Dauerbeanspruchung kann einerseits eine Verlängerung der Lebensdauer erreicht werden, andererseits kann schon bei der Konstruktion der Anlage die reduzierte Belastung berücksichtigt werden. Besonders bei großen WKA der MW-Klasse besteht dabei ein hohes Potential zur Kostenreduktion.
Im Unterschied zu den üblichen Rege-lungsverfahren sind die neuen Verfah-ren so konzipiert, daß die Entstehung von Belastungsspitzen am Rotor durch den unmittelbaren Einsatz der Blatt-verstellung vermieden wird. Dadurch können auch die Rotorblätter, die zu den am stärksten belasteten Kompo-nenten zählen, vor Überlastung ge-schützt werden. Dieses Verfahren eig-net sich besonders für moderne Anla-gen mit relativ leichten Rotorblättern, bei denen die Entlastung des Trieb-strangs durch Eingriff auf die Rotor-drehzahl aufgrund des geringeren Ro-torträgheitsmoments schwerer mög-lich ist. An die Eigenschaften der Blatt-verstellung werden dabei keine beson-deren Ansprüche gestellt, obgleich die erreichbare Regelgüte ebenso wie bei konventionellen Regelkonzepten von der Dynamik der Blattverstelleinrich-tung abhängt.
Aus verschiedenen Gründen läßt sich diese neue Regelungsstrategie nur mit veränderten Regelkreisstrukturen um-setzen. Da die mechanische Belastung sowie die aktuelle Leistungsaufnahme des Rotors nicht unmittelbar meßbar sind, werden speziell entwickelte Schätzerfahren eingesetzt, mit deren Hilfe die momentanen Belastungs-kenngrößen des Rotors berechnet werden.
Eine Prinzipdarstellung der neu ent-wickelten Regelungsstruktur zeigt Ab-bildung 2. Durch geeignete Meßein-richtungen erhält der Regler kontinu-ierliche Informationen über den Zu-stand der Anlage. Typische Meß-größen sind
• die Generatordrehzahl,
• die elektrische Leistungsabgabe des Generators,
• der Einstellwinkel der Rotorblätter.
Im Unterschied zu konventionellen Re-gelungsverfahren werden aus diesen
Abbildung 3: Typischer Verlauf der Rotorwellenbelastung aus zwei unterschiedli-chen Messungen an der ISET-Experimentieranlage. Im drehzahlvariablen Betrieb (unten) stellt sich eine wesentlich gleichmäßigere Belastung ein als im drehzahl-starren Betrieb (oben).
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eingesetzt [5]. Dazu werden die wich-tigsten Qualitätsmerkmale des Regel-kreises,
• die langfristige Energieabgabe,
• die Netzverträglichkeit,
• die mechanische Beanspruchung, und
• der Aufwand zur Blattverstellung,
ermittelt und unter Berücksichtigung der Zielvorgaben schrittweise verrin-gert. Über die Wahl der Gütekriterien und Zielvorgaben ist es möglich, den Entwurf auf die Windverhältnisse am jeweiligen Standort und die Netzbe-dingungen abzustimmen.
2.4 Simulationsergebnisse
Die durchgeführten Untersuchungen zeigen, daß die neuen Regelungsver-fahren zu einer signifikanten Redukti-on der mechanischen Beanspruchun-gen vor allem im Bereich mittlerer Windgeschwindigkeiten führen. Abbil-dung 5 zeigt eine Simulation zentraler Belastungsgrößen an einer 30 kW-Windkraftanlage, die sich mit den un-terschiedlichen Regelungsverfahren ergeben. Am Verlauf des Schlagbiege-moments wird erkennbar, daß das neu entwickelte Regelungskonzept mit in-tegriertem Schätzer besser in der Lage ist, Belastungsspitzen abzubauen.
Auch der Verlauf des Torsionsmo-ments ist insgesamt bedeutend gleich-mäßiger als bei Einsatz der bekannten Verfahren.
3. Fehlerfrüherkennung in Wind-kraftanlagen
3.1 Konzept der Fehlerfrüherkennung Der sichere automatische Betrieb von Windkraftanlagen erfordert neben zu-verlässigen Regelungsverfahren eine kontinuierliche Überwachung der An-lagenfunktion. Moderne Windkraftan-lagen verfügen über redundante Si-cherheitssysteme, mit denen der Rotor gebremst und die Anlage abgeschaltet werden kann. Ausgelöst wird eine sol-che Sisol-cherheitsabschaltung durch Rüt-telschalter oder durch die Anlagen-steuerung bei Vorliegen unzulässiger Betriebszustände (z.B. Überlast).
Viele Hersteller bieten heute zusätzlich Systeme zur Fernüberwachung an.
Diese tragen vor allem zu einer Ver-kürzung der Stillstandszeiten bei, da bei einer Fehlfunktion der Anlage Be-treiber und Hersteller direkt via Modem benachrichtigt werden kön-nen. Außerdem erlauben diese Ein-richtungen eine Fernabfrage aktueller Betriebskenngrößen wie Leistung, Windgeschwindigkeit, Drehzahl, Be-triebsdruck der Hydraulik, Temperatu-ren etc.
Modelle der Windkraftanlage werden vor allem für die Simulation des Ge-samtsystems und für die Entwicklung der Schätzalgorithmen benötigt.
Zur Auslegung der freien Reglerpara-meter wird ein Verfahren zur Optimie-rung eines vektoriellen Gütekriteriums
Abbildung 4: Belastungskollektive der an den Rotorblättern auftretenden Biege-momente, ermittelt an der ISET-Experimentieranlage für Windgeschwindigkeiten zwischen 9 und 11 m/s. Die Kollektive beziehen sich auf die in Umfangsrichtung wirkenden Schwenkbiegemomente (oben) sowie die in Richtung der Rotorachse wirkenden Schlagbiegemomente (unten) [4].
Abbildung 5: Simulation der mechanischen Belastung mit unterschiedlichen Re-gelungskonzepten. Das obere Bild zeigt den Verlauf des Schlagbiegemoments in der Blattwurzel, unten ist das Torsionsmoment der Rotorwelle dargestellt.
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gungen, so daß durch Überwachung der damit verbundenen Schwingun-gen eine frühzeitige Diagnose möglich ist. Die genaue Analyse der verschie-denen Fehlerursachen, ihrer charakte-ristischen Anregungen und der bei fortschreitender Ausprägung des Schadens auftretenden Phänomene ist daher eine wesentliche Voraussetzung für die Auswahl geeigneter Meß-größen und die Auslegung der Schwingungsdiagnose. In der aktuel-len Entwicklung eines FFE-Systems für Windkraftanlagen werden dazu fol-gende Ansätze verfolgt:
• Simulation der Strukturschwingun-gen von WKA auf der Basis von Fini-te-Elemente-Modellen, Nachbildung von Fehlern in der Simulation;
• Durchführung von Experimenten an einer Testanlage mit gezielt herbei-geführten Fehlerzuständen;
• Umfangreiche Messungen an Anla-gen unterschiedlichen Typs im lau-fenden Betrieb;
Wie beim Regelungsentwurf spielt auch bei der Entwicklung der Fehler-früherkennung die Simulation des dynamischen Anlagenverhaltens eine wichtige Rolle. Mit der Computersi-mulation lassen sich beispielsweise auch solche Fehler untersuchen, deren experimentelle Nachbildung mit einem zu großen Risiko für die Anlage ver-bunden wäre (z.B. Wellenanriß).
Die folgenden Abschnitte beschreiben einige der durchgeführten Messungen Weitergehende Perspektiven für die
effiziente Wartung und Instandhal-tung eröffnet die Fehlerfrüherkennung (FFE). Sie basiert auf einer detaillierten Auswertung von Meßsignalen, so daß erste Anzeichen eines Fehlers bereits wahrgenommen werden, bevor ein gravierender Schaden entsteht. Daraus ergibt sich eine Verringerung der Schadensausmaße und die Möglich-keit einer zustandsorientierten War-tung, die notwendige Instandset-zungsarbeiten planbar macht und somit zu einer weiteren Verkürzung der Stillstandszeiten beiträgt [6][7][8].
Abbildung 6 zeigt eine Übersicht mög-licher Fehler in einer Windkraftanlage.
Prinzipielle Fehlerquellen in den we-sentlichen WKA-Komponenten (Rotor, Triebstrang, Turm) sind Ermüdung, Ab-nutzung und Lockerung. Bevor derar-tige Fehler zu Schäden und damit ver-bundenen Betriebsausfällen führen, gibt es in der Regel ein Stadium klei-nerer Fehlerwirkung, in dem mit ge-eigneten meßtechnischen Methoden eine Diagnose der Fehler möglich ist.
Der so gewonnene zeitliche Spielraum kann zur frühzeitigen Planung und Durchführung von Instandsetzungsar-beiten genutzt werden.
Die prinzipielle Struktur eines FFE-Systems weist 3 aufeinander aufbau-ende funktionale Einheiten auf (Abbil-dung 7). Grundlage des Systems ist die kontinuierlichen Erfassung von Meßsignalen im laufenden Betrieb einer Anlage. Die Meßdaten werden zu fehlerbezogenen Merkmalen (Feh-lerkenngrößen) aufbereitet, aus denen schließlich eine Diagnose bezüglich des aktuellen Zustands der Anlage und gegebenenfalls eine Maßnahme zur Fehlerbehandlung abgeleitet wird.
Voraussetzung für die Auslegung der Signalverarbeitung und der Fehlerdia-gnose ist die genaue Kenntnis des dynamischen Verhaltens der Anlage im Normalbetrieb und in den verschie-denen Fehlerzuständen.
Die Fehlerfrüherkennung in Wind-kraftanlagen stützt sich im wesentli-chen auf Methoden der Schwingungs-analyse (SpektralSchwingungs-analyse). Diese Ver-fahren haben sich gerade bei der Feh-lerdiagnose an rotierenden Maschinen (z.B. Turbinen) bewährt. Fehler in ro-tierenden Anlagen verursachen jeweils charakteristische periodische
Anre-Abbildung 6: Ziel der Fehlerfrüherkennung ist die Erkennung sich anbahnender Schäden in den Hauptkomponenten einer Windkraftanlage.
Abbildung 7: Prinzipielle Struktur eines Fehlerfrüherkennungssystems. Die Be-rechnung und Bewertung der Fehlerkenngrößen erfordert eine detaillierte Kenntnis der Prozeßdynamik.
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Turmschwingungen ableiten. Diese können entweder mittels DMS am Turmfuß oder mit Beschleunigungs-aufnehmern am Turmkopf bzw. in der Gondel erfaßt werden. Abbildung 9 zeigt Spektren der Turmtorsion im Normalbetrieb und in den drei Experi-menten. Während sich bei der Ro-torunwucht das Spektrum kaum von dem des Normalbetriebs unterschei-det, zeigt sich bei der aerodynami-schen Unsymmetrie eine signifikante Zunahme der rotorfrequenten Schwin-gung. Die Schräganblasung des Rotors wirkt sich in der Turmtorsion dagegen nur auf die Schwankungen aus, die mit doppelter Rotorfrequenz auftre-ten. In Verbindung mit der Analyse des Leistungssignals kann somit an-hand der Turmtorsion jede der drei Fehlersituationen erkannt und von den übrigen unterschieden werden.
3.3 Verfahren der Lager- und Getriebe-diagnose
Ein weiteres wichtiges Element der Zu-standsüberwachung einer WKA ist die Lager- und Getriebediagnose. Verfah-ren der Lager- und Getriebediagnose stützen sich in der Regel auf Schwin-gungsmeßsignale, z.B. von Körper-schallsensoren. Die Auswertung der Signale geschieht häufig anhand von Kennwerten, wie z.B. dem Spitzen-und Experimente an der Testanlage
sowie ein Beispiel für die Auswertung von Körperschallmessungen am Trieb-strang einer WKA.
3.2 Erkennung von Fehlern am Rotor einer WKA
Ein wesentlicher Bestandteil der Feh-lerfrüherkennung ist die Überwa-chung des Rotors bezüglich Ermü-dung, Unwucht, aerodynamischer Fehler, etc. Die Auswirkungen solcher Fehler wurden in mehreren Experi-menten an der Testanlage im Winden-ergiepark Vogelsberg untersucht. Ein Schwerpunkt der Untersuchungen war die Verwendung einfach und ro-bust erfaßbarer Meßgrößen. So ist es beispielsweise aus Kostengründen bei Serienanlagen kaum möglich, Meß-aufnehmer unmittelbar auf dem Rotor zu plazieren. Mit Hilfe der Experimen-te wurden Verfahren entwickelt, die eine Diagnose verschiedener Rotorfeh-ler anhand von Messungen der Lei-stung und der Turmschwingungen er-lauben.
In den Experimenten an der Testanlage wurden durch geeignete Manipulatio-nen u.a. folgende Fehler herbeige-führt:
• Unwucht des Rotors (Zusatzmasse auf einem Rotorblatt),
• aerodynamische Beeinträchtigung eines Rotorblattes (Rauhigkeit durch Klebestreifen),
• Gondelfehlstellung, d.h. Schrägan-blasung des Rotors.
Die Spektralanalyse der durchgeführ-ten Messungen zeigt, daß Unwucht und aerodynamische Unsymmetrie u.a. zu einem signifikanten Anstieg der mit Rotordrehfrequenz auftreten-den Leistungsschwankungen führen.
In Abbildung 8 sieht man, daß die Amplitude im Spektrum der Leistung bei ca. 1,4 Hz (Rotordrehfrequenz der Testanlage) bei beiden Fehlern gegenüber dem Normalbetrieb um einen Faktor 5-10 ansteigt. Damit ist eine Erkennung dieser Fehler praktisch ohne zusätzlichen meßtechnischen Aufwand möglich, da das Leistungs-meßsignal üblicherweise in der Anla-gensteuerung zur Verfügung steht.
Aussagekräftige Fehlerkenngrößen lassen sich auch aus der Messung der
Abbildung 8: Spektren der elektrischen Leistung bei Nachbildung unterschiedli-cher Rotorfehler. Sowohl Unwucht als auch aerodynamische Unsymmetrie der Rotorblätter verursachen einen signifikanten Anstieg der Schwingungsamplitude bei der Rotordrehfrequenz.
Abbildung 9: Spektren des Turmtorsi-onsmoments bei Nachbildung unter-schiedlicher Rotorfehler: a) Normalbe-trieb, b) Unwucht, c) aerodynamische Unsymmetrie der Rotorblätter, d) Gon-delfehlstellung
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wert, deren Trend bis zum Erreichen vorgegebener Alarmschwellen verfolgt wird.
Eine effizientere Fehlerdiagnose ist auch hier erreichbar durch die Über-wachung bestimmter Schwingungs-frequenzen, die nur im Fehlerfall auf-treten („Schadensfrequenzen“). Bei-spielsweise können sich bei Wälzla-gern als Folge der Abnutzung oder auch als Folge eines Stromdurchgangs bei Blitzschlag Unebenheiten in den Lagerschalen ausbilden. Ein solcher Fehler führt zu Stoßimpulsen mit einer jeweils charakteristischen Frequenz, die von Drehzahl, Lagergeometrie und Anzahl der Wälzkörper abhängt. Eine besonders empfindliche Erkennung dieser Stoßimpulse ist mit der Hüllkur-venanalyse möglich, die die Anregung und Modulation von Resonanzschwin-gungen oberhalb 10 kHz wiedergibt.
Zur Untersuchung von Lager- und Ge-triebediagnoseverfahren wurden an einer WKA des Windenergieparks Vo-gelsberg an Getriebe und Generator Beschleunigungssensoren installiert.
Abbildung 10 zeigt das Leistungsdich-tespektrum und das Hüllkurvenspek-trum des Beschleunigungssignals am Generatorlager. Man sieht, daß im Hüllkurvenspektrum die Komponente bei etwa 103 Hz besonders deutlich hervortritt. Aus den Lagerdaten ergibt sich, daß diese Komponente durch Stoßimpulse aufgrund eines Fehlers der äußeren Lagerschale verursacht wird. Ein FFE-System ermöglicht eine kontinuierliche Überwachung derarti-ger Schwingungskomponenten, so daß anhand entsprechender Trenda-nalysen rechtzeitig geeignete Maß-nahmen zur Instandsetzung des Gene-ratorlagers eingeleitet werden kön-nen.
3.4 Gerätetechnische Realisierung des FFE-Systems
Die beschriebenen Verfahren der Feh-lerfrüherkennung stellen relativ hohe Anforderungen an die Meßtechnik-Hardware und die Rechenleistung zur Signalverarbeitung. Eine Integration in konventionelle Anlagensteuerungen ist aus diesem Grund kaum möglich.
Das hier entwickelte FFE-System ist daher als separates Gerät konzipiert, das über Standardschnittstellen mit der Anlagensteuerung
kommunizie-ren, d.h. Meßdaten übernehmen und Status- und Alarmsignale übergeben kann. Als Hardwarebasis dient das bei der Carl Schenck AG, Darmstadt, in Entwicklung befindliche Diagnosesy-stem ‘Vibro-IC’.
Erste Testgeräte des FFE-Systems ste-hen seit dem Sommer 1996 zur Verfü-gung. Sie sollen im Dauereinsatz an mehreren WKA unterschiedlichen Typs an verschiedenen Standorten getestet werden. Insbesondere ist dabei der Einsatz in einer neuen Anlage der Me-gawattklasse vorgesehen.
4. Einsatz der neuen Verfahren an einer MW-Anlage
Eine praktische Umsetzung der ent-wickelten Verfahren zur Regelung und Fehlerfrüherkennung erfolgt ab dem Jahr 1997 an einem Prototypen der neu entwickelten 1.5 MW-Anlage TW 1.5 der Firma Tacke Windtechnik, die im hessischen Vogelsberg
Eine praktische Umsetzung der ent-wickelten Verfahren zur Regelung und Fehlerfrüherkennung erfolgt ab dem Jahr 1997 an einem Prototypen der neu entwickelten 1.5 MW-Anlage TW 1.5 der Firma Tacke Windtechnik, die im hessischen Vogelsberg