2017-08-23
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Vermeidung von Resonanz nach erforderlichen Instandhaltungsmaßnahmen am Getriebe

Windkraftanlagen sind schwingende technische Gebilde und so ausgelegt, dass im Betriebsbereich die Rotordrehfrequenz und ihre Harmonischen die Hauptkomponenten, insbesondere den Turm nicht anregen. Neue Getriebe werden vor ihrer Inbetriebnahme einem End-of-the-line-Test unterzogen.

Bilder: cms@wind GmbHBilder: cms@wind GmbH

Notwendige Instandhaltungsmaßnahmen verändern das Schwingverhalten

Getriebe in Windkraftanlagen erreichen in den seltensten Fällen ihre errechnete Lebensdauer von 20 Jahren. D.h. für den Betreiber, dass durchschnittlich nach 8-10 Jahren Laufzeit ein regeneriertes Austauschgetriebe zum Einsatz kommt. Während der Überarbeitung der Getriebe werden die Verzahnteile nachgeschliffen und ermüdete oder verschlissene Lager ersetzt. Nachgeschliffene Verzahnteile sind geometrisch minimal kleiner. Das hat zur Folge, dass sich das Getriebespiel leicht erhöht. Der ursprüngliche Zustand wird nicht wieder erreicht. Während das für die Restlebensdauer der Anlage von untergeordneter Bedeutung ist, verändert es das Schwingverhalten des Antriebsstranges.

Neue Verzahnungen werden so gestaltet, dass die Anregung durch den Eintrittsstoß möglichst gering gehalten wird. Ändert sich das Spiel, steigt die Wahrscheinlichkeit, dass eine Eigenfrequenz des Gehäuses angeregt wird, die vorher nicht auffällig war. Der Betreiber wird von Schwingungsphänomenen überrascht, die durch häufige Abschaltvorgänge der Anlage unter ähnlichen Betriebsbedingungen in Erscheinung treten und zumeist zunächst nicht als solche zu erkennen sind.

Abbildung 1: Zahneingriff, Quelle: Beckhoff

Abbildung 2: Ein Beispiel für Eigenfrequenzen am Getriebegehäuse, Quelle: Flender, telediagnose 5/2003

Suchen und Finden der Hotspots

Für diese Problematik hat cms@wind zwei mobile Messsysteme so umkonfiguriert, dass sie neben ihrem Einsatz als Condition Monitoring System in der Lage sind, die angeregten Eigenfrequenzen sichtbar zu machen und dren Schnittpunkte im Betriebsbereich sichtbar zu machen. Während der Inbetriebnahme wird ein Hochlauf unter Last aufgezeichnet und mittels Ordnungsanalyse der Fehler erstmals eingegrenzt.

Abbildung 3: Ordnungsanalyse - Hochlauf

In der dreidimensionalen Ordnungsanalyse sind die relevanten Schnittpunkte zwischen Verzahnung und Eigenfrequenzen in Abhängigkeit von der Drehzahl sehr gut ablesbar. Die stärkste Überhöhung war in der 2. Harmonischen der Zahneingriffsfrequenz zu erkennen. Dort trifft die Harmonische des Zahneingriffs auf eine Eigenfrequenz, die vermutlich dem Getriebegehäuse zuzuordnen ist.

Abbildung 4: Dreidimensionale Ordnungsanalyse über der Zeit

Ordungsanalyse über einen längeren Messzeitraum

Die Zustandsdiagnose über eine längeren Messzeitraum hat die erste Diagnose bestätigt. Es kam zu deutlichen Überhöhungen in der 2. und 3. Harmonischen des Zahneingriffs.

Ursache für die hohe Anzahl Drehzahlseitenbänder

Auffällig waren neben den bereits beschriebenen Überhöhungen die vielen Drehzahlseitenbänder (Abbildung 5) neben den Zahneingriffen, die sich verstärkt in der 2. und 3. Harmonischen bemerkbar machten.

Abbildung 5: Drehzahlseitenbänder in einem einzelnen Ordnungsspektrum

Das Getriebe wurde für eine Sichtprüfung geöffnet und als Ursache eine fortschreitende Beschädigung der Verzahnung festgestellt. Weiterhin weist das Tragbild der Verzahnung auf einen unsymmetrischen Zahneingriff infolge Schiefstellung/Versatz hin.

Abbildung 6: Beschädigte Verzahnung

Lösungsfindung

Die Art der Beschädigung erklärt jedoch nicht die Abschaltvorgänge an der Anlage. Der Hochlauf zeigt eindeutig, dass die stärksten Überhöhungen erst bei einer Drehzahl von ca. 1650 U/min auftraten. Die zunächst unerklärlichen Abschaltvorgänge fanden jedoch bei 1250 U/min statt. Auch dort ist ein Schnittpunkt mit einer Eigenfrequenz zu erkennen, jedoch mit deutlich geringerer Amplitude.

Mittels Trigger wurde nach der Ursache der Abschaltvorgänge gesucht. Schnell wurde deutlich, dass durch die Betriebsführung die Anlage häufig bei geringen Drehzahlen genau im Bereich dieses Schnittpunkts festgehalten wurde. Der daraus resultierende Aufschwingvorgang ist war gut zuzuordnen. (Abbildung 7)

Abbildung 7: Beispiel für Abschaltvorgang

Nun bleibt noch die Frage offen, woher die Überhöhung bei 1650 U/min stammt. 1650 U/min am Generator entsprechen ca. 16,5 U/min am Rotor bzw. einer Rotordrehfrequenz von ca. 0,25 Hz. In diesem Bereich ist i.a. die 1. Turmbiegeeigenfrequenz zu finden.

Um das zu verifizieren wurde ein Bremsversuch gefahren und die Eigenfrequenz aus dem Signalverlauf im Ausschwingvorgang ermittelt. Die 1. Turmbiegeeigenfrequenz passt mit Rotordrehfrequenz und der Generatordrehzahl zusammen. Weiterhin ist davon auszugehen, dass in diesem Bereich eine Gehäuseeigenfrequenz des Getriebes getroffen wurde.

Troubleshooting

Als Ursache waren klar der die Schnittpunkte mit den Eigenfrequenzen erkennbar. Zum einen wurde mit den 1. Zahneingriff eine Eigenfrequenz in der festgehaltenen Drehzahl bei 1250 U/min ein Getriebeeingefrequenz getroffen. Zum anderen traf die 2. Harmonische des Zahneingriffs mit der 1.Turmbiegeeigenfrequenz von Turm und Gehäuse zusammen, was sich über einen längeren Zeitraum als nicht vorteilhaft für die Verzahnung erwiesen hat.d

Mit Kenntnis der ermittelten Schnittpunkte war es möglich die Drehzahlbereiche so zu verschieben, dass die Schnittpunkte verschoben wurden und die Resonanzen nicht mehr auftraten.

Nach leichten Veränderungen in der Betriebsführung unte Berücksichtigung der gewonnen Erkenntnisse läuft die Anlage nun stabil.

cms@wind vermietet für diesen und ähnliche Einsatzzwecke Messsysteme. Sie können für einige Tage oder Wochen auf der Anlage bleiben, bis der Fehler sich klar zuordnen lässt. Bei Bedarf holen wir über Fernzugriff die Daten und machen die Auswertung noch vor dem Rückbau des Systems.

Für Rückfragen stehen wir gerne zur Verfügung.

Quelle:
cms@wind GmbH
Email:
info@cms-wind.de
Link:
www.cms-wind.de
Keywords:
cms@wind, Rotor, Getriebe, Instandhaltung





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