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Dipl.-Ing. Peter Caselitz ist Leiter, Dipl.-Ing.Jochen Giebhardt, Dipl.-Ing. Thomas Krüger,Dr.-Ing. Manfred Mevenkamp, Dipl.-Ing.Josef Petschenka und Dipl.-Ing Mario Reich-ardt sind wissenschaftliche Mitarbeiter in derAbteilung Regelungstechnik am Institut fürElektrische Energieversorgungstechnik e.V.(ISET), Kassel.

NeueVerfahren zurRegelung vonWindkraft-anlagenvon Peter Caselitz,Jochen Giebhardt,Thomas Krüger,Manfred Mevenkamp,Josef Petschenka undMario Reichardt

Bei den ersten in Serie produziertenWindkraftanlagen standen zunächstdie mechanische Robustheit und dermöglichst einfache Aufbau im Vorder-

Neue Verfahren zur reg. 14.03.2001 10:26 Uhr Seit

FORSCHUNG

Überblick

Aktuelle Entwicklungen in der Wind-kraftanlagentechnik zielen unter ande-rem auf den zuverlässigen automati-schen Betrieb und eine hohe Lebensdau-er der Anlagen. Neuere Arbeiten desISET zum Entwurf verbesserter Rege-lungsverfahren und zum Einsatz vonFehlerfrüherkennungssystemen tragenzu dieser Entwicklung bei.

Der Beitrag stellt Ergebnisse der aktuel-len Forschungs- und Entwicklungsarbei-ten auf den Gebieten der Regelung undder Fehlerfrüherkennung in Windkraft-anlagen vor. Er beschreibt weiterhin dasKonzept eines integrierten Meß- Regel-und Überwachungssystems, dessen Ein-satz in einem Prototyp der neuenGroßwindkraftanlage TW 1.5 geplantist.

Important aims of the development intoday’s wind energy technology are re-liable automatic operation and an in-crease of wind turbine lifetime. Recentwork of ISET concerning the design ofinnovative control schemes and the in-stallation of fault detection systems con-tribute to this development.

This paper presents results of current re-search and development activities in thefields of control and fault detection inwind energy converters. In addition, theconcept of an integrated measurement,control and supervision system is descri-bed, which will be implemented in aprototype of the new megawatt sizewind turbine TW 1.5.

1. Einleitung

In den vergangenen Jahren hat dieNutzung der Windenergie einen deut-lichen Aufschwung genommen. Dabeinahm die Größe der in Serie gefertig-ten Anlagen beständig zu (Abbil-dung 1). Zur Zeit sind auf dem eu-ropäischen Markt Windkraftanlagen

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(WKA) mit einer elektrischen Nennlei-stung von 500 bis 1.500 kW undeinem Rotordurchmesser zwischen 40und 65 m am stärksten präsent. Siewerden von den Betreibern aufgrundIhrer höheren Wirtschaftlichkeit bevor-zugt.

Obwohl Windkraftanlagen bereitsheute einen hohen technischen Standerreicht haben, gibt es vor allem beigroßen Anlagen noch ein hohes Ent-wicklungspotential. VielversprechendeAnsätze für die weitere Entwicklungsind unter anderem

VERBUND SONNENENERGIE „THEMEN 96/97“

• die Optimierung der Konstruktionzur Erzielung niedriger Turmkopfge-wichte,

• der Einsatz direkt angetriebenerHochpolgeneratoren,

• verbesserte Regelungs- und Überwa-chungsverfahren.

Die hier vorgestellten Verfahren zurRegelung und Fehlerfrüherkennungzielen in erster Linie auf die Reduktionvon Beanspruchungen und die Steige-rung der Zuverlässigkeit von Wind-kraftanlagen. Durch angepaßte Rege-lungsverfahren können die mechani-schen Belastungen der WKA reduziertwerden, so daß ein geringerer Mate-rialeinsatz bei der Konstruktion ohneBeeinträchtigung der Lebensdauer er-möglicht wird. Daneben bietet dieFehlerfrüherkennung die Möglichkeit,mechanische Defekte an der Anlagerechtzeitig zu erkennen, um das Aus-maß von Schäden und die damit ver-bundene Belastung aller übrigen Kom-ponenten zu verringern. Hinzu kommteine Verringerung des Wartungsauf-wands und der Stillstandszeiten, dadurch frühzeitige Fehlererkennungnotwendige Instandsetzungsarbeitenplanbar werden.

Die Entwicklung der Regelungs- undÜberwachungsverfahren stützt sichauf theoretische Untersuchungen, Si-mulationen und Messungen an Experi-mentieranlagen und Prototypen. Dervorliegende Beitrag stellt Ergebnissedieser Arbeiten vor.1

2. Regelung von Windkraftanlagen

grund. Die Anlagen der ersten Gene-ration kamen praktisch ohne Rege-lung aus. Sie wurden drehzahlstarr amNetz betrieben, und die Rotorenwaren so ausgelegt, daß die Lei-stungsaufnahme aus dem Wind abeiner bestimmten Windgeschwindig-keit durch Einsatz des Strömungsabris-ses (Stall) automatisch begrenztwurde.

1 Gefördert vom BMBF und vom Land Hes-sen, in Zusammenarbeit mit der TackeWindtechnik GmbH, Salzbergen, und derCarl Schenk AG, Darmstadt.

FORSCHUNGSVERBUND SONNENENERGIE „THEMEN 96/97“

kurzzeitigen Zwischenspeicher für me-chanische Energie zu nutzen.

Mit dem Anlagenkonzept erweitertensich auch die Anforderungen an die

schen Umrichter im Rotorkreis des Ge-nerators gesteuert. Dieser Stelleingriffwird, ebenso wie die Verstellung derRotorblätter, von einer zentralen Rege-lungseinrichtung koordiniert, derenStruktur und Wirkungsweise im weite-ren Verlauf beschrieben wird.

2.1 Neue Verfahren zur Regelung vonWKA

Seit 1990 untersucht ISET verschiede-ne Möglichkeiten, mit Hilfe neuer Re-gelungs- und Betriebsführungskon-zepte – zusätzlich zu den o.g. Rege-

Abbildung 2: Regelungsstruktur einer Windkraftanlage mit doppelt gespeistemAsynchrongenerator

1.5 der Tacke Windtechnik GmbH. Eine Regelungstechnik sowie einem Fehler-

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Als Variante zu den Stall-Anlagen wur-den Anlagentypen mit verstellbarenRotorblättern entwickelt. In diesemFall muß eine aktive Regelung einge-setzt werden, die die Leistungsaufnah-me bei hohen Windgeschwindigkeitendurch Nachführung des Blattwinkelsbegrenzt. Auf diese Weise läßt sicheine bedeutend bessere Leistungscha-rakteristik erzielen als mit Stall-Anla-gen.

Eine Erweiterung der Anlagentechnikbegann mit der Einführung drehzahl-variabler Generatorsysteme. Im Ge-

Abbildung 1: Großwindkraftanlage TWAnlage dieses Typs wird mit der neuenfrüherkennungssystem ausgestattet.

gensatz zu der bis dahin überwiegendeingesetzten direkt netzgekoppeltenAsynchronmaschine kann bei dreh-zahlvariablen Generatorsystemen dasDrehmoment über einen elektrischenUmrichter gesteuert werden. Damitsind zwei grundlegende Vorteile ver-bunden: Zum einen ist es möglich, dieDrehzahl des Rotors an die momenta-ne Windgeschwindigkeit anzupassen,um auf diese Weise den aerodynami-schen Wirkungsgrad des Rotors zu er-höhen. Der zweite, entscheidendeVorteil drehzahlvariabler WKA liegtaber in der Möglichkeit, den Rotor als

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 zumGROWIAN und zur WKA-60-II: Kurzfri-stige Windböen werden bevorzugtdurch eine Variation der Rotordrehzahlausgeglichen, während auf längerfri-stige Änderungen der Windgeschwin-digkeit durch Verstellung der Rotor-blätter reagiert wird.

Abbildung 2 zeigt das Prinzipschaltbildeiner modernen Windkraftanlage mitdoppelt gespeistem Asynchrongenera-tor. Bei diesem Generatorsystem wirddas Drehmoment über einen elektri-

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modelle steht ISET eine 30 kW-Experi-mentieranlage im WindenergieparkVogelsberg zur Verfügung. Diese An-lage besitzt eine frei programmierbareRegelung und ist mit einer umfangrei-chen Sensorik zur Erfassung der me-chanischen Beanspruchung ausgerü-stet.

In einem gemeinsamen Forschungs-vorhaben mit dem Fraunhofer-Institutfür Betriebsfestigkeit (Fraunhofer LBF)in Darmstadt wurde zunächst unter-sucht, wie sich die Beanspruchung derExperimentieranlage bei Betrieb mit

In Abbildung 4 sind die langfristig anden Rotorblättern entstandenen Bean-spruchungen in Form von Belastungs-kollektiven dargestellt. Auch hier isterkennbar, daß im drehzahlvariablenBetrieb 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

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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lungszielen – die mechanische Bean-spruchung der Windkraftanlage zu re-duzieren. Bei einer Verringerung derDauerbeanspruchung kann einerseitseine Verlängerung der Lebensdauererreicht werden, andererseits kannschon bei der Konstruktion der Anlagedie reduzierte Belastung berücksichtigtwerden. Besonders bei großen WKAder MW-Klasse besteht dabei einhohes Potential zur Kostenreduktion.

Im Unterschied zu den üblichen Rege-lungsverfahren sind die neuen Verfah-ren so konzipiert, daß die Entstehungvon Belastungsspitzen am Rotor durchden unmittelbaren Einsatz der Blatt-verstellung vermieden wird. Dadurchkönnen auch die Rotorblätter, die zuden 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 dieerreichbare Regelgüte ebenso wie beikonventionellen Regelkonzepten vonder Dynamik der Blattverstelleinrich-tung abhängt.

Aus verschiedenen Gründen läßt sichdiese neue Regelungsstrategie nur mitveränderten Regelkreisstrukturen um-setzen. Da die mechanische Belastungsowie die aktuelle Leistungsaufnahmedes Rotors nicht unmittelbar meßbarsind, werden speziell entwickelteSchätzerfahren eingesetzt, mit derenHilfe die momentanen Belastungs-kenngrößen des Rotors berechnetwerden.

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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

FORSCHUNG

Meßgrößen in einem Schätzer zusätz-liche Betriebsdaten ermittelt. Diesesind 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 derBlattverstellung und des Stromrichterserfolgt über unterlagerte Regelkreise.

2.2 Verifikation der Ergebnisse durchExperimente

Zum Testen der entwickelten Reglersowie zur Verifikation der Simulations-

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variabler Rotordrehzahl im Vergleichzu drehzahlstarrem Betrieb verändert.Dazu wurde die Experimentieranlagein beiden Betriebsarten jeweils ein Jahrlang vermessen. Anhand der Bela-stungskollektive, die während dieserPhasen ermittelt werden, kann dielangfristige Materialbeanspruchungbestimmt werden.

Abbildung 3 zeigt typische gemesseneZeitverläufe des Torsionsmoments derRotorwelle im drehzahlvariablen Be-trieb und im drehzahlstarren Betrieb.Im drehzahlvariablen Betrieb sind so-wohl Amplitude als auch Häufigkeitder Lastwechsel wesentlich geringer,die mechanische Beanspruchung istreduziert.


Abbildung 4: Belastungskollektive der an den Rotorblättern auftretenden Biege-momente, ermittelt an der ISET-Experimentieranlage für Windgeschwindigkeitenzwischen 9 und 11 m/s. Die Kollektive beziehen sich auf die in Umfangsrichtungwirkenden Schwenkbiegemomente (oben) sowie die in Richtung der Rotorachsewirkenden Schlagbiegemomente (unten) [4].

Abbildung 5: Simulation der mechanischen Belastung mit unterschiedlichen Re-gelungskonzepten. Das obere Bild zeigt den Verlauf des Schlagbiegemoments inder Blattwurzel, unten ist das Torsionsmoment der Rotorwelle dargestellt.


Modelle der Windkraftanlage werdenvor allem für die Simulation des Ge-samtsystems und für die Entwicklungder Schätzalgorithmen benötigt.

Zur Auslegung der freien Reglerpara-meter wird ein Verfahren zur Optimie-rung eines vektoriellen Gütekriteriums

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 Berücksichtigungder Zielvorgaben schrittweise verrin-gert. Über die Wahl der Gütekriterienund Zielvorgaben ist es möglich, denEntwurf auf die Windverhältnisse amjeweiligen Standort und die Netzbe-dingungen abzustimmen.

2.4 Simulationsergebnisse

Die durchgeführten Untersuchungenzeigen, daß die neuen Regelungsver-fahren zu einer signifikanten Redukti-on der mechanischen Beanspruchun-gen vor allem im Bereich mittlererWindgeschwindigkeiten führen. Abbil-dung 5 zeigt eine Simulation zentralerBelastungsgrößen an einer 30 kW-Windkraftanlage, die sich mit den un-terschiedlichen Regelungsverfahrenergeben. Am Verlauf des Schlagbiege-moments wird erkennbar, daß das neuentwickelte Regelungskonzept mit in-tegriertem Schätzer besser in der Lageist, Belastungsspitzen abzubauen.Auch der Verlauf des Torsionsmo-ments ist insgesamt bedeutend gleich-mäßiger als bei Einsatz der bekanntenVerfahren.

3. Fehlerfrüherkennung in Wind-kraftanlagen

3.1 Konzept der Fehlerfrüherkennung

Der sichere automatische Betrieb vonWindkraftanlagen erfordert neben zu-verlässigen Regelungsverfahren einekontinuierliche Überwachung der An-lagenfunktion. Moderne Windkraftan-lagen verfügen über redundante Si-cherheitssysteme, mit denen der Rotorgebremst und die Anlage abgeschaltetwerden kann. Ausgelöst wird eine sol-che Sicherheitsabschaltung durch Rüt-telschalter oder durch die Anlagen-steuerung bei Vorliegen unzulässiger

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Betriebszustände (z.B. Überlast).

Viele Hersteller bieten heute zusätzlichSysteme zur Fernüberwachung an.Diese tragen vor allem zu einer Ver-kürzung der Stillstandszeiten bei, dabei einer Fehlfunktion der Anlage Be-treiber und Hersteller direkt viaModem benachrichtigt werden kön-nen. Außerdem erlauben diese Ein-richtungen eine Fernabfrage aktuellerBetriebskenngrößen wie Leistung,Windgeschwindigkeit, Drehzahl, Be-triebsdruck der Hydraulik, Temperatu-ren etc.


Abbildung 6: Ziel der Fehlerfrüherkennung ist die Erkennung sich anbahnendere

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Weitergehende Perspektiven für dieeffiziente Wartung und Instandhal-tung eröffnet die Fehlerfrüherkennung(FFE). Sie basiert auf einer detailliertenAuswertung von Meßsignalen, so daßerste Anzeichen eines Fehlers bereitswahrgenommen werden, bevor eingravierender Schaden entsteht. Darausergibt sich eine Verringerung derSchadensausmaße und die Möglich-keit einer zustandsorientierten War-tung, die notwendige Instandset-zungsarbeiten planbar macht undsomit zu einer weiteren Verkürzungder 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 Methodeneine Diagnose der Fehler möglich ist.Der so gewonnene zeitliche Spielraumkann zur frühzeitigen Planung undDurchführung 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 istdie kontinuierlichen Erfassung vonMeßsignalen im laufenden Betriebeiner Anlage. Die Meßdaten werdenzu fehlerbezogenen Merkmalen (Feh-lerkenngrößen) aufbereitet, aus denenschließlich eine Diagnose bezüglichdes aktuellen Zustands der Anlageund gegebenenfalls eine Maßnahmezur Fehlerbehandlung abgeleitet wird.Voraussetzung für die Auslegung der

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Signalverarbeitung und der Fehlerdia-gnose ist die genaue Kenntnis desdynamischen Verhaltens der Anlageim Normalbetrieb und in den verschie-denen Fehlerzuständen.

Die Fehlerfrüherkennung in Wind-kraftanlagen stützt sich im wesentli-chen auf Methoden der Schwingungs-analyse (Spektralanalyse). Diese Ver-fahren haben sich gerade bei der Feh-lerdiagnose an rotierenden Maschinen(z.B. Turbinen) bewährt. Fehler in ro-tierenden Anlagen verursachen jeweilscharakteristische periodische Anre-

gungen, so daß durch Überwachungder damit verbundenen Schwingun-gen eine frühzeitige Diagnose möglichist. Die genaue Analyse der verschie-denen Fehlerursachen, ihrer charakte-

Schäden in den Hauptkomponenten ein

Abbildung 7: Prinzipielle Struktur einesrechnung und Bewertung der FehlerKenntnis der Prozeßdynamik.

ristischen Anregungen und der beifortschreitender Ausprägung desSchadens auftretenden Phänomene istdaher eine wesentliche Voraussetzungfür die Auswahl geeigneter Meß-größen und die Auslegung derSchwingungsdiagnose. In der aktuel-len Entwicklung eines FFE-Systems fürWindkraftanlagen werden dazu fol-gende Ansätze verfolgt:

• Simulation der Strukturschwingun-gen von WKA auf der Basis von Fini-te-Elemente-Modellen, Nachbildungvon Fehlern in der Simulation;

• Durchführung von Experimenten aneiner Testanlage mit gezielt herbei-geführten Fehlerzuständen;

• Umfangreiche Messungen an Anla-gen unterschiedlichen Typs im lau-

r Windkraftanlage.

Fehlerfrüherkennungssystems. Die Be-enngrößen erfordert eine detaillierte

fenden Betrieb;

Wie beim Regelungsentwurf spieltauch bei der Entwicklung der Fehler-früherkennung die Simulation desdynamischen Anlagenverhaltens einewichtige Rolle. Mit der Computersi-mulation lassen sich beispielsweiseauch solche Fehler untersuchen, derenexperimentelle Nachbildung mit einemzu großen Risiko für die Anlage ver-bunden wäre (z.B. Wellenanriß).

Die folgenden Abschnitte beschreibeneinige der durchgeführten Messungen

EMEN 96/97“

Leistung bei Nachbildung unterschiedli-auch aerodynamische Unsymmetrie dernten Anstieg der Schwingungsamplitude

Abbildung 9: Spektren des Turmtorsi-onsmoments bei Nachbildung unter-schiedlicher Rotorfehler: a) Normalbe-trieb, b) Unwucht, c) aerodynamischeUnsymmetrie der Rotorblätter, d) Gon-delfehlstellung

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FORSCHUNGSVERBUND SONNENENERGIE „TH

und Experimente an der Testanlagesowie ein Beispiel für die Auswertungvon Körperschallmessungen am Trieb-strang einer WKA.

3.2 Erkennung von Fehlern am Rotoreiner WKA

Ein wesentlicher Bestandteil der Feh-lerfrüherkennung ist die Überwa-chung des Rotors bezüglich Ermü-dung, Unwucht, aerodynamischerFehler, etc. Die Auswirkungen solcherFehler wurden in mehreren Experi-menten an der Testanlage im Winden-ergiepark Vogelsberg untersucht. EinSchwerpunkt der Untersuchungenwar die Verwendung einfach und ro-bust erfaßbarer Meßgrößen. So ist esbeispielsweise aus Kostengründen beiSerienanlagen kaum möglich, Meß-aufnehmer unmittelbar auf dem Rotorzu plazieren. Mit Hilfe der Experimen-te wurden Verfahren entwickelt, dieeine Diagnose verschiedener Rotorfeh-ler anhand von Messungen der Lei-stung und der Turmschwingungen er-lauben.

In den Experimenten an der Testanlagewurden durch geeignete Manipulatio-nen u.a. folgende Fehler herbeige-führt:

• Unwucht des Rotors (Zusatzmasseauf einem Rotorblatt),

• aerodynamische Beeinträchtigungeines Rotorblattes (Rauhigkeit durchKlebestreifen),

• Gondelfehlstellung, d.h. Schrägan-blasung des Rotors.

Die Spektralanalyse der durchgeführ-ten Messungen zeigt, daß Unwuchtund aerodynamische Unsymmetrieu.a. zu einem signifikanten Anstiegder mit Rotordrehfrequenz auftreten-

fahren zur reg. 14.03.2001 10:27 Uhr Se

den Leistungsschwankungen führen.In Abbildung 8 sieht man, daß dieAmplitude im Spektrum der Leistungbei ca. 1,4 Hz (Rotordrehfrequenz derTestanlage) bei beiden Fehlerngegenüber dem Normalbetrieb umeinen Faktor 5-10 ansteigt. Damit isteine Erkennung dieser Fehler praktischohne zusätzlichen meßtechnischenAufwand möglich, da das Leistungs-meßsignal üblicherweise in der Anla-gensteuerung zur Verfügung steht.

Aussagekräftige Fehlerkenngrößenlassen sich auch aus der Messung der

Turmschwingungen ableiten. Diesekönnen entweder mittels DMS amTurmfuß oder mit Beschleunigungs-aufnehmern am Turmkopf bzw. in derGondel erfaßt werden. Abbildung 9zeigt Spektren der Turmtorsion imNormalbetrieb und in den drei Experi-menten. Während sich bei der Ro-torunwucht das Spektrum kaum vondem des Normalbetriebs unterschei-det, zeigt sich bei der aerodynami-schen Unsymmetrie eine signifikanteZunahme der rotorfrequenten Schwin-gung. Die Schräganblasung des Rotorswirkt sich in der Turmtorsion dagegennur auf die Schwankungen aus, diemit doppelter Rotorfrequenz auftre-ten. In Verbindung mit der Analysedes Leistungssignals kann somit an-hand der Turmtorsion jede der drei

Abbildung 8: Spektren der elektrischencher Rotorfehler. Sowohl Unwucht als Rotorblätter verursachen einen signifikabei der Rotordrehfrequenz.

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Fehlersituationen erkannt und vonden übrigen unterschieden werden.

3.3 Verfahren der Lager- und Getriebe-diagnose

Ein weiteres wichtiges Element der Zu-standsüberwachung einer WKA ist dieLager- und Getriebediagnose. Verfah-ren der Lager- und Getriebediagnosestützen sich in der Regel auf Schwin-gungsmeßsignale, z.B. von Körper-schallsensoren. Die Auswertung derSignale geschieht häufig anhand vonKennwerten, wie z.B. dem Spitzen-


der TW 1.5

Zur Beurteilung der Regelungsverfah-

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Neue Ve ite 138

wert, deren Trend bis zum Erreichenvorgegebener Alarmschwellen verfolgtwird.

Eine effizientere Fehlerdiagnose istauch 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 oderauch als Folge eines Stromdurchgangsbei Blitzschlag Unebenheiten in denLagerschalen ausbilden. Ein solcherFehler führt zu Stoßimpulsen mit einerjeweils charakteristischen Frequenz,die von Drehzahl, Lagergeometrie undAnzahl der Wälzkörper abhängt. Einebesonders empfindliche Erkennungdieser Stoßimpulse ist mit der Hüllkur-venanalyse möglich, die die Anregungund Modulation von Resonanzschwin-gungen oberhalb 10 kHz wiedergibt.

Zur Untersuchung von Lager- und Ge-triebediagnoseverfahren wurden aneiner WKA des Windenergieparks Vo-gelsberg an Getriebe und GeneratorBeschleunigungssensoren installiert.Abbildung 10 zeigt das Leistungsdich-tespektrum und das Hüllkurvenspek-trum des Beschleunigungssignals amGeneratorlager. Man sieht, daß imHüllkurvenspektrum die Komponentebei etwa 103 Hz besonders deutlichhervortritt. Aus den Lagerdaten ergibtsich, daß diese Komponente durchStoßimpulse aufgrund eines Fehlersder äußeren Lagerschale verursachtwird. Ein FFE-System ermöglicht einekontinuierliche Überwachung derarti-ger Schwingungskomponenten, sodaß anhand entsprechender Trenda-nalysen rechtzeitig geeignete Maß-nahmen zur Instandsetzung des Gene-ratorlagers eingeleitet werden kön-nen.

rfahren zur reg. 14.03.2001 10:27 Uhr Se

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3.4 Gerätetechnische Realisierung desFFE-Systems

Die beschriebenen Verfahren der Feh-lerfrüherkennung stellen relativ hoheAnforderungen an die Meßtechnik-Hardware und die Rechenleistung zurSignalverarbeitung. Eine Integration inkonventionelle Anlagensteuerungenist aus diesem Grund kaum möglich.Das hier entwickelte FFE-System istdaher als separates Gerät konzipiert,das über Standardschnittstellen mitder Anlagensteuerung kommunizie-

ren, d.h. Meßdaten übernehmen undStatus- und Alarmsignale übergebenkann. Als Hardwarebasis dient das beider Carl Schenck AG, Darmstadt, inEntwicklung befindliche Diagnosesy-stem ‘Vibro-IC’.

Erste Testgeräte des FFE-Systems ste-hen seit dem Sommer 1996 zur Verfü-gung. Sie sollen im Dauereinsatz anmehreren WKA unterschiedlichen Typsan verschiedenen Standorten getestetwerden. Insbesondere ist dabei derEinsatz in einer neuen Anlage der Me-gawattklasse vorgesehen.

4. Einsatz der neuen Verfahren aneiner MW-Anlage

Abbildung 10: Analyse von Körperschstungsdichtespektrum, b) Hüllkurvenspdurch Stoßimpulse verursacht, die beimLageraußenrings entstehen.

Eine praktische Umsetzung der ent-wickelten Verfahren zur Regelung undFehlerfrüherkennung erfolgt ab demJahr 1997 an einem Prototypen derneu entwickelten 1.5 MW-Anlage TW 1.5 der Firma Tacke Windtechnik,die im hessischen Vogelsberg instal-liert wird. Die neue Regelung wirddabei auf der Basis eines VMEbus-Mi-krorechners implementiert. Eine um-fangreiche Meßtechnik erlaubt die Er-fassung und Beurteilung der erzieltenmechanischen Entlastung. Zur Imple-mentierung der Fehlerfrüherkennungwird ein Prototyp des von ISET auf der

Basis des „Vibro-IC“ entwickelten Sy-stems eingesetzt.

Das Vorhaben2, zielt auf die Erprobungund weitere Verbesserung der neuenRegelungsverfahren, sowie die Anpas-sung und Entwicklung von Fehlerfrüher-kennungsverfahren für drehzahlvariableAnlagen der Megawattklasse. Die Sen-sorik, der Mikrocontroller und die Feh-lerfrüherkennung werden dabei mit derbestehenden Anlagensteuerung zueinem innovativen Meß-, Regel- undÜberwachungssystem integriert.

4.1 Anforderungen an die Meßtechnik

llspektren zur Lagerdiagnose: a) Lei-ektrum. Der Peak bei 103 Hz wird hierÜberrollen einer schadhaften Stelle des

ren und zur Absicherung von Diagno-seresultaten des FFE-Systems ist eineumfangreiche Sensorik an der Anlageerforderlich. Abbildung 11 zeigt einenÜberblick über das Meßsystem, beidem ein Industrie-PC für die Meßda-tenaufbereitung und -speicherungsowie für die DFÜ eingesetzt wird.

Eine Windkraftanlage stellt an dieMeßtechnik eine Reihe besondererAnforderungen in bezug auf

2 Gefördert von dem Land Hessen sowie derFirma Tacke


der Lebensdauer können neue Rege-lungsverfahren und Überwachungssy-steme zur Fehlerfrüherkennung we-sentliche Beiträge leisten. Mit der Er-

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• große Temperaturschwankungenund Witterungseinflüsse,

• starke Störquellen (Stromrichter,elektrische Maschinen),

• die Messung an rotierenden Bauteilen,• lange Übertragungswege vom Sen-

Abbildung 11: Meßtechnische Ausrüstuspruchungen und zur Bewertung unters

sor zur Datenerfassung,• hohes Blitzschlagrisiko,• die einfache Installation und Inbe-

triebnahme,• die Fernabfrage von Meßergebnis-

sen und Fernbedienung per DFÜ.

4.2 Telemetrie, Datenerfassung undAuswertung

Aufgrund dieser Anforderungenwurde für die TW 1.5 ein Telemetrie-System entsprechend Abbildung 12ausgelegt. Mittels Telemetrie könnenMeßsignale von den Sensoren zur Da-

tenerfassung digital mit sehr geringerStöranfälligkeit übertragen werden.Die vom Encoder gemultiplexten unddigitalisierten Signale werden übereine Funkstrecke oder Lichtwellenleiterstörsicher übertragen und können

ng der TW 1.5 zur Erfassung der Bean-hiedlicher Regelungsverfahren

vom Decoder direkt in das VMEbus-Rechnersystem eingelesen werden.Außerdem stehen die Meßsignale amDecoder über D/A-Wandler in analo-ger Form für das FFE-System und an-dere Meßgeräte zur Verfügung.

Der VMEbus-Mikrorechner wird so-wohl zur Steuerung und Regelung derWindkraftanlage als auch zur Meßda-tenerfassung eingesetzt. Auf dieseWeise können gemeinsam mit denäußeren Meßdaten auch interne Pro-zeßvariablen der Regelung aufge-zeichnet werden, um die Auswirkun-

gen bestimmter Regeleingriffe direktsichtbar zu machen. Durch das Echt-zeit-Betriebssystem dieses Rechners istaußerdem die zeitgenaue Erfassungder Daten gewährleistet. Der Mikro-rechner gibt die Meßdaten zur Aufbe-reitung und Speicherung über denVMEbus an den Industrie-PC weiter.

Wie in Abbildung 12 dargestellt, grei-fen die Regelung und die Fehlerfrüher-kennung parallel auf die von der Sen-sorik gelieferten Meßdaten zu undkönnen zusätzlich über Standard-schnittstellen (seriell oder CAN-Bus)Meßdaten und Statusinformationenuntereinander austauschen. DieseMöglichkeit läßt sich sinnvoll nutzen,wenn ein von der FFE erkannterFehlerzustand zu einer Änderung derRegelstrategie führen soll.

Durch diese Struktur der Meßdaten-verarbeitung werden die Robustheitund die Echzeiteigenschaften des Mi-krocontrollers mit der einfachen undbedienerfreundlichen Nutzung des In-dustrie-PC kombiniert und gleichzeitigflexible Kommunikationsmöglichkei-ten zwischen den einzelnen Gerätendes Regelungs- und Überwachungssy-stems bereitgestellt. Die DFÜ-Anbin-dung des PC ermöglicht darüber hin-aus die Fernbedienung des Systemssowie die Übertragung von Meß- undDiagnosedaten.

5. Ausblick

Zur technischen Weiterentwicklungvon Windkraftanlagen im Hinblick aufKostenreduktion und Verlängerung

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probung in einer Megawattanlagewird ein wichtiger Schritt zur Praxi-seinführung der neuen Verfahrengetan. Aufbauend auf den hierbei er-reichten Ergebnissen werden die Ver-fahren gezielt weiterentwickelt. Dasfür die TW 1.5 konzipierte Meß- undRegelungssystem bietet die notwendi-ge Flexibilität, um im weiteren Verlaufder FuE-Arbeiten entsprechende Mo-difikationen zu integrieren.

Abbildung 12: Konzept der Meßtechnik auf der Basis eines Telemetriesystemsmit digitaler Meßdatenübertragung. Paralleler Zugriff von Regelung und Fehler-früherkennung auf alle Meßgrößen.

FORSCHUNGS

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Literatur

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[4] K. Störzel„Untersuchungen zur mechanischen Be-anspruchung drehzahlvariabler Wind-kraftanlagen unter Mittelgebirgsbedin-gungen im WKA-Testfeld Vogelsberg“,LBF-Bericht Nr. 7545/3 (1996)

[5] G. Kreißelmeier, R. Steinhauser„Systematische Auslegung von Reglerndurch Optimierung eines vektoriellenGütekriteriums“, Regelungstechnik 3(1979) 76–79

[6] A. Sturm, R. Förster„Maschinen und Anlagendiagnostik“,Stuttgart (1990)

[7] P. Caselitz, M. Mevenkamp, J. Giebhardt„On-line Fault Detection and Predictionin Wind Energy Converters“, Proc. EUWind Energy Conf. ’94, Thessaloniki(1994)

[8] P. Caselitz, M. Mevenkamp, J. Giebhardt„Development of a Fault DetectionSystem for Wind Energy Converters“,Proc. EU Union Wind Energy Conf. ’96,Göteborg (1996)

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