Tilstandskontroll av vindkraftverk HÅNDBOK VINDTURBIN

Transkript

1 HÅNDBOK VINDTURBIN Mehuken vindkraftverk (Foto: SFE)

2

3 Innledning 1 Innledning Denne håndboken for tilstandskontroll av vindkraftverk er utarbeidet som en del av prosjektet Driftssikkerhet for vindturbiner, som SINTEF Energiforskning AS utfører for EBL Kompetanse AS. Håndboken er utarbeidet av en arbeidsgruppe bestående av: Olav Rommetveit André Reitlo Einar O. Midtbø Arnt Ove Eggen Østfold Energi NTE Energi AS Sogn og Fjordane Energiverk SINTEF Energiforskning AS I tillegg har Åge Bjørge, Statkraft, Arild Soleim, Statkraft, Truls Eidem, Zephyr, samt Ronny Bråten, TrønderEnergi, bidratt til utarbeidelsen av denne håndboken. En spesiell takk rettes til Danmarks Vindmølleforening ved Strange Skriver for kommentarer og komplettering, samt for tilgang til bildemateriale som danner grunnlag for skadeatlaset. Tilstandskontroll av vindkraftverk Håndbok omhandler følgende enheter: Blader (417.DDD.100) Nav (Hub) (417.DDD.200) Pitch-system (417.DDD.300) Aksling (417.DDD.410) Lager (417.DDD.430/440) Koblinger (417.DDD.450/460) Dreiesystem (417.DDD.500) Rotorbrems (417.DDD.600) Hydraulikkaggregat (417.DDD.700) Gir (418.DDD) Generator (421.DDD) Frekvensomformer (425.DDD) Transformator (462.DDD) Overføringskabler (641.DDD) Kontrollanlegg (742.DDD) Navdeksel (848.DDD.110) Maskinhus (848.DDD.200) Tårn (848.DDD.300) Fundament (848.DDD.400) Jordings- og lynavledersystem (848.DDD.700) Verne- og sikkerhetsutstyr (891.DDD) Vindmåleutstyr (CCC og CCC ) Bolteforbindelser Det er utstrakt bruk av linker i tilstandskontrollhåndboken. Disse vil normalt være blå og understreket i den elektroniske utgaven. I en eventuell sort/hvit papirutskrift vil de kun fremstå som understreket. Det presiseres derfor at samtlige understrekninger i en papirversjon representerer linker til andre kapitler i samme dokument, eller til andre dokumenter

4 Innledning Hver av de nevnte enhetene er beskrevet i separate kapitler, og hvert kapittel er delt inn i følgende delkapitler: 1.1 Komponentbeskrivelse Kapitlet beskriver den aktuelle enhetens oppbygging, virkemåte og primære funksjoner. Beskrivelsen vinkles ut fra et vedlikeholdsperspektiv, dvs. en beskrivelse av karakteristiske trekk ved enheten som medfører et vedlikeholdsbehov, f.eks. tekniske løsninger og materialvalg. Det er ikke mulig å beskrive alle tekniske løsninger i detalj. Beskrivelsen har derfor tatt utgangspunkt i de vindturbinene som er mest vanlig i Norge. 1.2 Skadetyper Kapitlet beskriver de skadene som typisk oppstår på enheten. For hver skadetype beskrives mulige årsaker, mulige konsekvenser og aktuelle tilstandskontrollmetoder i en egen tabell. Med skade menes i denne håndboken en fysisk tilstand ved en enhet 1 som oppfattes som negativ i forhold til ønsket og/eller forventet fysisk tilstand. En skade kan ha oppstått som et resultat av en plutselig påkjenning, eller som et resultat av en påkjenning (sviktmekanisme 2 ) som har pågått over lengre tid. Når en skade er så alvorlig at enheten ikke lengre oppfyller en krevd funksjon 3, har enheten en feil 4. Alle definisjoner er oversatt fra IEC Dependability and quality of service (IEC, 1990). Med skadetype menes i denne håndboken en gruppering eller en overordnet betegnelse på en eller flere typer skader. Eksempler på skadetyper er slitasje (på del), korrosjon (på del), lekkasje (i pakning), defekt fjær (NB! Det er kun en del som er skadet/defekt, mens enheten som betraktes fortsatt kan opprettholde sin krevde funksjon). De skadetypene som er mest aktuelle for en vindturbin er: slitasje korrosjon mekanisk brudd/deformasjoner løse/defekte bolteforbindelser En generell beskrivelse av aktuelle skademekanismer er gitt i Skademekanismer. En generell forklaring til innholdet i tabellene som beskriver de enkelte skadetypene (f.eks. Utsagnskraft) er gitt i kapitlet Skadetyper i Innledning. 1 IEC : enhet enhver del, komponent, innretning, delsystem, funksjonell enhet, utstyr eller system som kan bli individuelt vurdert 2 IEC : sviktmekanisme fysisk, kjemisk eller andre prosesser som fører eller har ført til svikt 3 IEC : krevd funksjon funksjon eller en kombinasjon av funksjoner til en enhet som vurderes som nødvendig for å yte en gitt tjeneste 4 IEC : feil en tilstand for en enhet karakterisert ved en manglende evne til å utføre en krevd funksjon, bortsett fra manglende evne på grunn av forebyggende vedlikehold eller andre planlagte handlinger, eller på grunn av manglende eksterne ressurser

5 Innledning 1.3 Tilstandskontrollmetoder Kapitlet beskriver de viktigste tilstandskontrollmetodene (både inspeksjoner og direkte målinger) som kan benyttes for overvåking og diagnostisering av enhetens tilstand. Kapitlet inneholder også kriterier for karaktersetting av skader som kan observeres med de enkelte tilstandskontrollmetodene. De tilstandskontrollmetodene som er mest aktuelle for en vindturbin er: visuell inspeksjon funksjonskontroll oljeanalyse vibrasjonsmåling En generell beskrivelse av aktuelle tilstandskontrollmetoder er gitt i Målemetoder. En generell forklaring til innholdet i tabellene som beskriver de enkelte tilstandskontrollmetodene (f.eks. Kriterier for karaktersetting) er gitt i kapitlet Målemetoder i Innledning. De aller fleste tilstandskontrollmetodene som er behandlet i denne håndboken gjennomføres mens vindturbinen er stoppet, f.eks. i forbindelse med planlagte servicer. Mange sviktmekanismer som er under utvikling kan også avdekkes under normal drift, f.eks. ved unormale lyder fra blader, gir, lager osv. Det er derfor viktig at når man likevel arbeider i eller ved en vindturbin, også er bevisst på eventuelle unormale observasjoner. I tilknytning til enkelte tilstandskontrollmetoder er det utarbeidet flytdiagrammer og tilstandskontrollskjemaer. Disse er plassert i egne vedlegg. Vedlegg 1 Flytdiagrammer med tolkningskriterier inneholder flytdiagrammer som skal være en hjelp til å finne fram til de tiltak som bør iverksettes ved avvikende måleverdier. Dette kan være å gjennomføre tilleggsmålinger, reduseres måleintervaller, osv. Et generelt flytdiagram for vedlikeholdsprosessen er gitt i Vedlegg 1 Flytdiagrammer med tolkningskriterier i Innledning. Vedlegg 2 Tilstandskontrollskjemaer inneholder skjemaer for registrering av parametre og observasjoner for utvalgte tilstandskontrollmetoder. I kapitlene om Tilstandskontrollmetoder kan overskrifter inneholde linker til dokumentet Målemetoder, mens tabelloverskrifter kan inneholde linker til det aktuelle tilstandskontrollskjemaet. 1.4 Tilstandskontrollprogram Kapitlet inneholder et veiledende tilstandskontrollprogram for den aktuelle enheten. En generell forklaring til tilstandskontrollprogram er gitt i kapitlet Måleprogram i Innledning

6 Innledning 1.5 Forutsetninger og begrensninger Det forutsettes at personell som utfører tilstandskontroll og vedlikehold av vindturbiner har fått nødvendig opplæring, og er kjent med servicemanualen fra vindturbinleverandøren. Det presiseres også at denne håndboken ikke skal erstatte denne servicemanualen, men være et supplement til denne. Denne håndboken inneholder derfor ingen sikkerhetsbestemmelser knyttet til arbeid i vindturbinen. Enkle rutinemessige/periodiske tiltak som smøring av lager, tannhjul, glideflater osv., er ikke behandlet i denne håndboken. Det samme gjelder rutinemessig utskifting av backupbatterier, kjølevifter, kondensatorer osv. som foreskrevet i leverandørens servicemanual. Dette er første versjon av håndbok for tilstandskontroll av vindturbiner, og den er utarbeidet med utgangspunkt i den bakgrunn, kompetanse og erfaring medlemmene i arbeidsgruppen innehar. Den antas derfor å ikke være helt komplett med tanke på alle tekniske løsninger, alle feil som kan oppstå, osv. Arbeidsgruppen anbefaler derfor at tilstandskontrollhåndboken revideres i løpet av de nærmeste årene etter at flere kraftselskap har tatt den i bruk og høstet erfaringer med bruken av tilstandskontrollhåndboken. Figur 1.1 Valsneset Vindkraftverk (Foto: Kjell Olav Rømma, Åfjord Sikringsradiolag)

7 Innholdsfortegnelse Innholdsfortegnelse 1 Innledning Komponentbeskrivelse Skadetyper Tilstandskontrollmetoder Tilstandskontrollprogram Forutsetninger og begrensninger er Innledning Virkemåte og oppbygning Effektregulering Passiv stall-regulering Pitch-regulering Aktiv stall-regulering konfigurasjoner Fast hastighet, passiv stall-regulering og asynkrongenerator Fast hastighet, pitch- eller aktiv stall-regulering og asynkrongenerator Begrenset variabel hastighet med asynkrongenerator med variabel sakking Variabel hastighet med dobbelt-matet asynkrongenerator Variabel hastighet med asynkrongenerator og frekvensomformer Variabel hastighet med full frekvensomformer Drifts- og vedlikeholdskostnader Offshore vindturbiner Bunnfaste installasjoner Flytende installasjoner Blader (417.DDD.100) Komponentbeskrivelse Skadetyper Tilstandskontrollmetoder Visuell inspeksjon NDT-kontroll Kontinuerlig overvåkning Tilstandskontrollprogram Nav (Hub) (417.DDD.200) Komponentbeskrivelse Skadetyper Tilstandskontrollmetoder Visuell inspeksjon Ultralydmåling Tilstandskontrollprogram Pitch-system (417.DDD.300) Komponentbeskrivelse Hydraulisk pitch-system Elektrisk pitch-system Skadetyper Tilstandskontrollmetoder Visuell inspeksjon Funksjonskontroll Kontroll av forladetrykk Oljeanalyse

8 Innholdsfortegnelse Maskinovervåking Tilstandskontrollprogram Aksling (417.DDD.410) Komponentbeskrivelse Aksling Rotorlås Skadetyper Tilstandskontrollmetoder Visuell inspeksjon NDT-kontroll Tilstandskontrollprogram Lager (417.DDD.430/440) Komponentbeskrivelse Skadetyper Tilstandskontrollmetoder Visuell inspeksjon Vibrasjonsmåling Maskinovervåking Tilstandskontrollprogram Koblinger (417.DDD.450/460) Komponentbeskrivelse Skadetyper Tilstandskontrollmetoder Visuell inspeksjon Tilstandskontrollprogram Dreiesystem (417.DDD.500) Komponentbeskrivelse Dreiemotor Dreiegir Dreiering (tannkrans) Dreielager Skadetyper Tilstandskontrollmetoder Visuell inspeksjon Måling av aksial- og radialklaring NDT-kontroll av tannkrans Maskinovervåking Tilstandskontrollprogram Rotorbrems (417.DDD.600) Komponentbeskrivelse Skadetyper Tilstandskontrollmetoder Visuell inspeksjon Funksjonskontroll Oljeanalyse Maskinovervåking Tilstandskontrollprogram Hydraulikkaggregat (417.DDD.700) Komponentbeskrivelse Skadetyper Tilstandskontrollmetoder

9 Innholdsfortegnelse Visuell inspeksjon Funksjonskontroll Kontroll av olje og oljeanalyse Kontroll av forladetrykk Maskinovervåking Tilstandskontrollprogram Gir (418.DDD) Komponentbeskrivelse Skadetyper Micropitting Pitting Avskalling Scuffing Stillstandsmerker Inntrykkingsmerker Klakking Tilstandskontrollmetoder Visuell inspeksjon Oljeanalyse Undersøkelse av utskiftede oljefilter Vibrasjonsmåling Funksjonskontroll NDT-kontroll Maskinovervåking Tilstandskontrollprogram Generator (421.DDD) Komponentbeskrivelse Asynkrongenerator Synkrongenerator Skadetyper Tilstandskontrollmetoder Visuell inspeksjon Megging Måling av resistans i vikling Vibrasjonsmåling Måling av innretning av generator og gir Maskinovervåking Tilstandskontrollprogram Frekvensomformer (425.DDD) Komponentbeskrivelse Skadetyper Tilstandskontrollmetoder Visuell inspeksjon Termografering Maskinovervåking Tilstandskontrollprogram Transformator (462.DDD) Komponentbeskrivelse Oljefylte transformatorer Tørrisolerte transformatorer Alternative plasseringer av transformatoren

10 Innholdsfortegnelse 15.2 Skadetyper Tilstandskontrollmetoder Visuell inspeksjon Termografering Oljeanalyse Maskinovervåking Tilstandskontrollmetoder ved spesielle behov Tilstandskontrollprogram Overføringskabel (641.DDD) Komponentbeskrivelse Skadetyper Tilstandskontrollmetoder Visuell inspeksjon Termografering Tilstandskontrollmetoder ved spesielle behov Tilstandskontrollprogram Kontrollanlegg (742.DDD) Komponentbeskrivelse Skadetyper Tilstandskontrollmetoder Visuell inspeksjon Funksjonskontroll Termografering Tilstandskontrollprogram Navdeksel (848.DDD.110) Komponentbeskrivelse Skadetyper Tilstandskontrollmetoder Visuell inspeksjon Tilstandskontrollprogram Maskinhus (848.DDD.200) Komponentbeskrivelse Skadetyper Tilstandskontrollmetoder Visuell inspeksjon Tilstandskontrollprogram Tårn (848.DDD.300) Komponentbeskrivelse Skadetyper Tilstandskontrollmetoder Visuell inspeksjon Tilstandskontrollprogram Fundament (848.DDD.400) Komponentbeskrivelse Skadetyper Tilstandskontrollmetoder Visuell inspeksjon Tilstandskontrollprogram Jordings- og lynavledersystem (848.DDD.700) Komponentbeskrivelse Blader

11 Innholdsfortegnelse Nav Maskinhus Tårn Jording Skadetyper Tilstandskontrollmetoder Visuell inspeksjon Jordelektrodemåling Tilstandskontrollprogram Verne- og sikkerhetsutstyr (891.DDD) Komponentbeskrivelse Brannslukningsutstyr ( ) Personlige verne- og sikkerhetsutstyr ( ) Førstehjelpsutstyr ( ) Nedfiringsutstyr ( ) Løfte- og heiseinnretninger (885) Person- og vareheiser, felles ( ) Skadetyper Tilstandskontrollmetoder Visuell inspeksjon Tilstandskontrollprogram Vindmåleutstyr (CCC og CCC ) Komponentbeskrivelse Anemometer Vindfane Ultrasonisk vindsensor Skadetyper Tilstandskontrollmetoder Visuell inspeksjon Maskinovervåking Tilstandskontrollprogram Bolteforbindelser Komponentbeskrivelse Skadetyper Tilstandskontrollmetoder Visuell inspeksjon Kontroll av tiltrekkingsmoment Litteraturreferanser Vedlegg 1 Flytdiagrammer med tolkningskriterier V1.1 Visuell inspeksjon V1.2 Lager Registrering av temperatur og oljenivå Vedlegg 2 Tilstandskontrollskjemaer VISUELL INSPEKSJON PENETRANTPRØVING MAGNETPULVERPRØVING VIRVELSTRØMSPRØVING ULTRALYDPRØVING REGISTRERING AV TEMPERATUR REGISTRERING AV OLJENIVÅ INSTRUMENTKONTROLL Vedlegg 3 Levetidsmodellering

12

13 er 2 er 2.1 Innledning ens primære funksjon er å omforme den kinetiske energien i vinden til elektrisk energi innenfor et definert vindhastighetsområde gitt av cut-in 5 og cut-out 6 vindhastighet (IEC, 1999). Vind er luftmasser i bevegelse, og inneholder derfor energi. Den kinetiske energien (bevegelsesenergien) i vinden overføres via blader og nav til mekanisk energi på en aksling inne i maskinhuset. Akslingen er, eventuelt via et gir, koblet til en generator. Generatoren omformer den mekaniske energien til elektrisk energi, som ev. via en frekvensomformer overføres via kraftkabler til en transformator, og videre via et overføringsnett frem til sluttbruker. En vindturbin består i tillegg av et hovedlager, rotorbrems, pitch-system, dreiesystem, hydraulikkaggregat og kontrollsystem, samt tårn og fundament. er kan konstrueres etter flere ulike prinsipper, der de følgende faktorene er av størst betydning: rotorakslingens innretning: horisontal eller vertikal (Horizontal Axis Wind Turbine HAWT eller Vertical Axis Wind Turbine VAWT) rotorinnretning: motvind eller medvind (upwind eller downwind) rotorhastighet: variabel eller kontant rotorhastighet effektregulering: stall-regulering eller pitch-regulering dreiesystem: aktivt, fast eller fritt antall blader: normalt 3 blader Denne tilstandskontrollhåndboken behandler primært landbaserte, horisontalakslede, motvinds vindturbiner med 3 blader. 2.2 Virkemåte og oppbygning Avstanden fra bakken til navet, eller senter i rotoren, kalles navhøyden. Normalt er rotordiameteren i samme størrelsesorden som navhøyden. er med merkeytelse kw har rotordiameter på ca. 30 meter, vindturbiner med merkeytelse kw har rotordiameter på meter, vindturbiner med merkeytelse 1500 kw har en rotordiameter på ca. 60 meter, mens vindturbiner med merkeytelse 3000 kw har en rotordiameter på meter. Ettersom vindhastigheten øker med avstanden fra bakken, vil vindturbinens middelvindhastighet (og merkeytelse) variere avhengig av navhøyden. Rotordiameteren er i samme størrelsesorden som navhøyden. Dette gir også en god estetisk balanse mellom de ulike delene av vindturbinen. Rotasjonshastigheten reduseres også med ytelsen til vindturbinen. Typiske rotasjonshastigheter er omdreininger per minutt for en vindturbin på 3 MW, omdreininger per minutt for en vindturbin på 1650 kw, og typisk omdreininger per minutt for en vindturbin på 600 kw. Selv om omdreiningshastigheten varierer, har spissen på bladene omtrent samme hastighet (tip speed ratio) for store og små vindturbiner. 5 IEC : cut-in wind speed lowest wind speed at hub height at which the wind turbine starts to produce power 6 IEC : cut-out wind speed maximum wind speed at hub height at which the wind turbine is designed to produce power

14 er Tabell 2.1 Typiske tall for vindturbiner 500 kw 1 MW 2 MW 3 MW 5 MW Navhøyde [m] Rotordiameter [m] Rotorareal [m 2 ] ~1400 ~2300 ~4400 ~5000 ~ Omdreiningshastighet [o/min] Total vekt [tonn] Energiproduksjon [GWh/år] 1, Effekten i luftmassen som strømmer gjennom rotorarealet er gitt av følgende likning: P 1 3 r 2 2 der ρ er luftens tetthet [kg/m 3 ], υ er vindhastigheten [m/s], og r er rotorens radius [m]. Energiinnholdet i vinden øker proporsjonalt med vindhastigheten i 3. potens. Det er derfor viktig at vindturbinen plasseres der hvor det er gode vindforhold. Den teoretisk maksimale energien som kan tas opp i en vindturbin er i henhold til Betz lov 59 % av det totale energiinnholdet i vinden. En moderne vindturbin kan i praksis ta opp ca % av energiinnholdet i vinden ved beste driftspunkt. Etter som virkningsgraden reduseres utenfor beste driftspunkt, vil gjennomsnittlig virkingsgrad over året være ca %. Figur 2.1 Vestas V90 (Illustrasjon: Vestas)

15 er Figur 2.2 Prinsippskisse av en vindturbin (Illustrasjon: SINTEF) Store frekvensvariasjoner på nettet kan forårsake alvorlige skader på vindturbinen. Akseptable frekvensvariasjoner må ligge innenfor +1/-3 Hz. Nettspenningen skal ligge innenfor ±10 %. Enkelte leverandører krever at nettutfall ikke må forekomme mer enn 1 gang per uke i vindturbinens levetid. Moderne vindturbiner kobler ikke ut ved kortvarige spenningsvariasjoner pga. feil i nettet (grid fault ride through)

16 er 2.3 Effektregulering Vindhastigheter under 4 m/s i navhøyden er for lave til elektrisitetsproduksjon. er konstrueres derfor slik at de begynner å produsere energi ved en cut-in vindhastighet som typisk er 3 5 m/s. Deretter økes energiproduksjonen med 3. potens av vindhastigheten opp til merkeeffekt, som typisk er ved vindhastigheter på m/s (nominell vindhastighet 7 ). For å unngå skader ved vindhastigheter over nominell vindhastighet blir vindturbinene konstruert med en eller annen form for effektregulering. Vindhastigheter over cut-out, typisk 25 m/s, medfører fare for skader og havari, og vindturbinen stanses derfor helt, eller reduserer produksjonen gradvis. For moderne vindturbiner er det to ulike prinsipper for effektregulering: stall-regulering og pitch-regulering Passiv stall-regulering er med passiv stall-regulering har faste, dvs. ikke vridbare, blader. Bladene er konstruert for å oppnå en optimal tip speed ratio ved lave vindhastigheter. For å unngå overbelastninger ved høye vindhastigheter er bladene konstruert slik at det oppstår turbulens på baksiden av bladet når vinden når en bestemt hastighet. Dette kalles stall, og reduserer bladets oppdrift. Den aerodynamiske utformingen av bladet er slik at løftet avtar og effekten reduseres med økende angrepsvinkel, og angrepsvinkelen øker med økende vindhastighet. Bladet er vridd noe i lengderetningen, slik at man oppnår en gradvis økende stall-effekt fra bladroten mot bladspissen etter hvert som vindhastigheten øker. På denne måten vil virkningsgraden reduseres med økende vindhastigheter. De viktigste fordelene med passiv stall-regulering er at man unngår bevegelige deler i rotoren og et komplekst styresystem for å regulere bladvinkelen. Det er det enkleste, mest robuste, og billigste reguleringskonseptet. De viktigste ulempene er knyttet til en redusert effekt i takt med økende stalleffekt ved høyere vindhastigheter, samt at det kan oppstå vibrasjoner i hele vindturbinen som følge av stalleffekten. er under 300 kw har normalt assistert oppstart. Når vindturbinen tas ut av drift, blir rotoren bremset med den mekaniske bremsen. Ved høye vindhastigheter kan vindtrykket på en stillestående rotor medføre stillstandsmerker i hovedlager og gir Pitch-regulering er med pitch-regulering (bladvinkelregulering) har blader som kan dreies om sin egen akse slik at virkningsgraden blir god over et stort vindhastighetsområde. Ved høye vindhastigheter begrenses effekten ved at bladene dreies i ikke-optimal vinkel (vindens angrepsvinkel endres). Dette krever et kontrollsystem som overvåker vindhastigheter og produsert effekt, og som dreier bladene slik at de har en optimal vinkel i forhold til vindens retning og hastighet. Det at bladene kan pitches medfører at vindturbinen kan startes ved å pitche inn mot vinden, og stanses ved å pitche ut av vinden. er av pitch-typen kan derfor bremses på to måter. Den aerodynamiske bremsen (bladbremsen) er hovedbremsen, og fungerer ved at bladene dreies inntil 90 grader og dermed bremser omdreiningshastigheten. Den mekaniske bremsen, som ofte består av en bremseskive mellom gir og generator, fungerer som 7 IEC : rated wind speed (for wind turbines) specified wind speed at which a wind turbine's rated power is achieved

17 er nødbrems ved siden av bladbremsen. For store vindturbiner er skivebremsen kun en parkeringsbrems. Den er ikke i stand til å bremse vindturbinen. Den viktigste fordelen med pitch-regulering fremfor passiv stall-regulering er at man oppnår en noe høyere energiproduksjon. I tillegg kan vindturbinenes produksjon reguleres fra en driftssentral. Pitch-regulering er imidlertid dyrere enn stall-regulering, og som for aktiv stall-regulering er det derfor først og fremst et økonomisk spørsmål om den økende kompleksiteten med bladvinkelregulering og bevegelige deler kan forsvares med den økte energiproduksjonen, samt fordelene ved regulering av effekten og minimering av stillstandsskader. Figur 2.3 viser den prinsipielle sammenhengen mellom vindhastighet og produsert effekt ved stall-regulering (rød kurve) og pitch-regulering (blå kurve) (Uhlen and Tande, 2003) Power (%) Wind speed (m/s) Figur 2.3 Produsert effekt som funksjon av vindhastighet (Illustrasjon: SINTEF) Aktiv stall-regulering er med aktiv stall-regulering har, som ved pitch-regulering, blader som kan dreies om sin egen akse. Ved lave vindhastigheter reguleres disse som ved pitch-regulering. Ved vindhastigheter over nominell vindhastighet blir imidlertid bladene dreid i motsatt retning i forhold til ved pitch-regulering. På denne måten økes bladenes angrepsvinkel, og man oppnår enn økende stalleffekt. En av fordelene ved aktiv stall-regulering fremfor passiv stall-regulering er at man kan styre effekten mer nøyaktig, dvs. holde nesten nøyaktig merkeeffekt ved alle høye vindhastigheter. Energiproduksjonen kan også nedreguleres etter behov. er med dreibare blader kan også settes til langsom rotasjon når vindturbinen er ute av drift slik at man unngår stillstandsmerker. Aktiv stall-regulering er imidlertid dyrere enn passiv stall-regulering, og det er derfor først og fremst et økonomisk spørsmål om den økende kompleksiteten med bladvinkelregulering og bevegelige deler kan forsvares med den økte energiproduksjonen

18 er 2.4 konfigurasjoner Det er grovt sett 3 prinsipielt ulike faktorer som bestemmer den aktuelle konfigurasjonen for en vindturbin: effektregulering (stall-regulering, aktiv stall-regulering eller pitch-regulering) generatortype (asynkrongenerator eller synkrongenerator) gir eller girløs I de etterfølgende figurene benyttes følgende parametre: V w β ω ω g P m P el f n f f AG vindhastighet [m/s] pitch-vinkel [grader] rotasjonshastighet på rotor og aksling [rad/s] rotasjonshastighet på generatoraksling [rad/s] mekanisk effekt på aksling [MW] elektrisk effekt [MW] frekvens (statorklemme) [Hz] frekvens (rotorvikling) [Hz] asynkrongenerator Fast hastighet, passiv stall-regulering og asynkrongenerator Denne konfigurasjonen har passiv stall-regulering, gir og asynkrongenerator (SCIG Squirrel Cage Induction Generator) direkte koblet til nettet. Etter som generatoren er direkte koblet til nettet, må rotorhastigheten holdes tilnærmet konstant (innenfor 1 2 %). Konfigurasjonen gir ingen mulighet til aktiv effektregulering. Den elektriske effekten er optimalisert gjennom bladdesign og valg av rotorhastighet. Denne konfigurasjonen var vanlig på mindre vindturbiner, men benyttes nå normalt ikke lengre. const. v w P m Gearbox AG x P el f n Power grid Figur 2.4 Passiv stall-regulering og asynkrongenerator (Illustrasjon: SINTEF)

19 er Fast hastighet, pitch- eller aktiv stall-regulering og asynkrongenerator Denne konfigurasjonen har pitch-regulering (ev. aktiv stall-regulering), gir og asynkrongenerator direkte koblet til nettet. Bladene dreies for å oppnå maksimal effekt opp til nominell vindhastighet. Ved vindhastigheter høyere enn nominell vindhastighet dreies bladene slik at man oppnår en konstant effekt. Siemens Wind Power leverer vindturbiner med pitch-regulering, gir og asynkrongenerator. Low wind High wind Feed-forward: v w Optimisation Feedback: Power limitation v w P m Gearbox AG x P el f n Power grid Figur 2.5 Pitch-regulering med gir og asynkrongenerator (Illustrasjon: SINTEF) Begrenset variabel hastighet med asynkrongenerator med variabel sakking Denne konfigurasjonen har pitch-regulering, gir og asynkrongenerator med variabel sakking direkte koblet til nettet. Asynkrongeneratoren har en 3-fase viklet rotor (WRIG Wound Rotor Induction Generator), der den elektriske effekten reguleres innenfor et begrenset område (± 10 %) ved en hurtig endring (regulering) av rotorresistansen, og dermed også sakkingen, på asynkrongeneratoren. Rotorhastigheten reguleres ved hjelp av vanlig pitchregulering. Vestas har levert vindturbiner av denne typen (V42, V44, V47 og V66-1,65)

20 er Speed controller set Power controller P set v w Gearbox g R f n (1 + s) AG x f n P el Power grid Figur 2.6 Asynkrongenerator med variabel sakking (Illustrasjon: SINTEF) Variabel hastighet med dobbelt-matet asynkrongenerator Denne konfigurasjonen har pitch-regulering, gir og dobbelt-matet asynkrongenerator (DFIG Doubly Fed Induction Generator) direkte koblet til nettet. Asynkrongeneratoren har en 3-fase viklet rotor med sleperinger og en frekvensomformer som regulerer rotorspenningen. Rotorhastigheten reguleres ved hjelp av vanlig pitchregulering. Med denne konfigurasjonen kan man kontrollere både rotorhastighet, effekt og til dels også reaktiv effekt. Vestas, Nordex og GE leverer vindturbiner med dobbelt-matet asynkrongenerator. v w Gearbox AG f n -f r f r f n Power grid Figur 2.7 Dobbelt-matet asynkrongenerator (Illustrasjon: SINTEF)

21 er Variabel hastighet med asynkrongenerator og frekvensomformer Denne konfigurasjonen har pitch-regulering, gir og asynkrongenerator med frekvensomformer koblet til statorviklingen. Hvis frekvensomformeren er bygd for full ytelse, vil denne konfigurasjonen åpne for full kontroll med både rotorhastighet, effekt og til dels også reaktiv effekt. Noen vindturbiner benytter frekvensomformer med redusert ytelse. Denne benyttes primært for å optimalisere effekten ved lavere vindhastigheter. Ved høye vindhastigheter er frekvensomformeren frakoblet, og asynkrongeneratoren er direkte koblet til nettet. Nettsiden av frekvensomformeren kan i denne driftstilstanden benyttes som en statisk fasekompensator. v w Gearbox AG Power grid f 1 f 1 f n Figur 2.8 Asynkrongenerator med frekvensomformer (Illustrasjon: SINTEF) Variabel hastighet med full frekvensomformer Denne konfigurasjonen har normalt synkrongenerator med full frekvensomformer mot nettet, og åpner for full kontroll med både rotorhastighet, effekt og til dels også reaktiv effekt. Rotoren på synkrongeneratoren kan utformes med tradisjonelle feltviklinger (WRSG Wound Rotor Synchronous Generator) eller med permanentmagneter (PMSG Permanent Magnet Synchronous Generator). En asynkrongenerator med viklet rotor (WRIG) kan også benyttes. En viktig fordel med denne konfigurasjonen er at en flerpolet synkrongenerator har mye lavere rotasjonshastighet, og derfor kan kobles direkte til rotoren uten mellomliggende gir da frekvensomformeren fungerer som et elektrisk gir. Enercon, Siemens og GE leverer vindturbiner med synkrongenerator og frekvensomformer, og ScanWind leverer vindturbiner med permanentmagnet synkrongenerator og frekvensomformer

22 er M REG set v w Power grid f set U set set U set P set Q set Controller(s) P el Q el U dc U n Figur 2.9 Synkrongenerator med full frekvensomformer (Illustrasjon: SINTEF) 2.5 Drifts- og vedlikeholdskostnader Drifts- og vedlikeholdskostnader for vindturbiner varierer i stor grad. Typiske driftskostnader ligger på ca. 2 4 % av investeringskostnaden de første årene, for deretter å øke. Vedlikeholdskostnadene kan imidlertid bli vesentlig høyere dersom noen av hovedkomponentene må skiftes. Drifts- og vedlikeholdskostnadene for større vindkraftverk er normalt lavere enn for små, og drifts- og vedlikeholdskostnadene for offshore vindturbiner er omtrent dobbelt så stor som for landbaserte vindturbiner

23 er 2.6 Offshore vindturbiner I de senere årene har det blitt idriftsatt flere offshore vindkraftverk internasjonalt. Så langt har offshore vindturbiner blitt installert relativt nært land, og på relativt grunt vann, dvs. med havdybde < 30 meter. I disse tilfellene benyttes gravitasjonsfundament eller monopæler. Vindpotensialet er imidlertid større lengre fra land, der havdybden er større. Alternative teknologier for fundamentering er da tripod- eller jacketkonstruksjoner, ev. også flytende konstruksjoner. Det er planlagt flere offshore vindkraftverk i Norge, men ennå er ingen utbygging påbegynt. Offshore vindturbiner er derfor ikke behandlet i denne tilstandskontrollhåndboken. I Norge utvikles det imidlertid flere ulike konsepter for offshore vindturbiner som kort presenteres i de etterfølgende avsnitt Bunnfaste installasjoner OWEC Tower ( OWEC Tower har, med utgangspunkt i teknologi fra offshore-industrien, spesialkonstruert en jacketkonstruksjon, OWEC Jacket Quattropod, for offshore vindturbiner. To vindturbiner plassert på slike tårn ble satt i drift på Beatrice i Aker Solutions Aker Solutions har også, men utgangspunkt i offshore-industrien, levert understell til offshore vinkraftverk i både Tyskland og Frankrike. nt/constructionandfabrication/jacketsandsubstructures/default.htm Flytende installasjoner Hywind Hywind er en flytende konstruksjon fra StatoilHydro, der vindturbinen festes til havbunnen med tre ankere. lhavs/pages/hywind.aspx SWAY ( SWAY har utviklet en annen flytende konstruksjon der en nedvinds vindturbin er ankret til havbunnen med et strekkstag. WindSea Force Technology har utviklet et konsept der to motvinds og en medvinds vindturbin plasseres på samme flytende konstruksjon. 7BEB261DDB81/1688/30731en.pdf

24

25 Blader 3 Blader (417.DDD.100) 3.1 Komponentbeskrivelse Bladenes (rotorens) primære funksjon er å omforme den kinetiske energien i luftstrømmen som passerer gjennom vindturbinens rotorareal til mekanisk energi i form av dreiemoment på akslingen. Den ytterste delen av bladet er utformet omtrent som en flyvinge, men den innerste, tykkere, delen av bladet er spesielt designet for vindturbiner. Den aerodynamiske utformingen av bladet er slik at hastigheten på luftstrømmen er høyere på oversiden av bladet enn på undersiden. Ifølge Bernoullis lov vil det dermed oppstå et undertrykk på oversiden, og et overtrykk på undersiden av bladet. Denne trykkforskjellen utgjør en kraft på bladet, og denne kraften kan dekomponeres. Den ene kraftkomponenten, oppdriften, eller løftet F L, virker vinkelrett på vindretningen, og løfter bladet oppover, dvs. dreier bladet i ønsket rotasjonsretning. Den andre kraftkomponenten, drag F D, bidrar til at bladet også bøyes bakover. Figur 3.1 Krefter som virker på et blad (profil) (Illustrasjon: (DNV/Risø, 2002)) Luftstrømmen vil normalt følge bladets overflate. Når vindhastigheten endres, endres også vindretningen, eller angrepsvinkelen, sett fra bladet. Dersom angrepsvinkelen blir for stor, vil ikke luftstrømmen lengre kunne følge bladets overflate, og det oppstår turbulens. Dette kalles avløst strømning, eller stall. Bladet er noe vridd i lengderetningen, slik at vindens angrepsvinkel endres mer ved bladroten enn ved bladspissen når vindhastigheten endres. Ved høye vindhastigheter vil derfor stall-effekten inntreffe ved bladroten først. Bladene på vindturbiner med passiv stall-regulering er boltet fast til navet i en bestemt vinkel. Disse bladene utsettes for større bøyekrefter ved høye vindhastigheter enn bladene i f.eks. en pitch-regulert vindturbin. Bladene på vindturbiner med pitch-regulering er ofte konstruert for optimal effekt, uten stall-egenskaper. Dette gjør bladene mer følsomme i forhold til f.eks. vindkast

26 Blader Utforming av bladene (bredde, tykkelse og vridning) er alltid et kompromiss mellom ønsket om optimal luftstrømning (oppdrift og stall) og behovet for mekanisk styrke (bladene må f.eks. være så stive at de ikke slår inn i tårnet), dvs. mellom energiproduksjon, vekt, belastning og støy. For å redusere sannsynligheten for at bladene skal slå inn i tårnet, har rotorplanet også ofte en helningsvinkel på ca. 5 grader i forhold til horisontalplanet. Bladet består av bladrot, bladskall, forkant/bakkant, bladspiss, innvending forsterkning og bolteforbindelser. Bladet er bygd opp av et ytre skall med en indre lastbærende struktur. I moderne blader lages skallet vanligvis av glassfiberarmert polyester eller glassfiberarmert epoxy. Skallet settes sammen av to støpte halvdeler, som limes sammen. Bladet forsterkes innvendig med en eller flere langsgående bjelker av helstøpt glassfiberforsterket polyester. Disse bjelkene kan også være stålforsterket inne ved bladroten. For å unngå potensielt svake punkter i skjøtene mellom de to halvdelene, finnes det blader som er helstøpt (dvs. uten lim). Kullfiber eller aramid (kevlar) kan brukes til å forsterke konstruksjonen, men disse materialene er ofte uøkonomiske for større vindturbiner. Tre, tre-epoxy eller trefiber-epoxy kompositter har så smått vunnet innpass i markedet for store blader. Stål og aluminiumslegeringer medfører ofte problemer med både vekt og materialtretthet, og benyttes kun til meget små vindturbiner. For å optimalisere ytelsen er bladene ofte utstyrt med en eller flere av følgende deler: Stallister. Den primære funksjonen er å bedre effektreguleringen. Stallister plasseres på den ytre tredjedelen av bladet, der de øker dempingen i bladet ved å øke drag når stall oppstår. Stallister bidrar derfor til å dempe stall-induserte vibrasjoner. Vortex generatorer. Den primære funksjonen er å øke effekten fra bladet. Vortex generatorer plasseres nær roten av bladet, der bladet er mer sirkulært. De endrer luftstrømmen, forsinker stalleffekten og øker løftet, og øker dermed også ytelsen med 4-6 %. I tillegg bidrar de til å dempe vibrasjoner. Dinotails. Den primære funksjonen er å øke effekten fra bladet. Dette gjøres ved at størrelsen på selve bladoverflaten økes. I tillegg bidrar de til å redusere støyen. Tape på forkanten. Den primære funksjonen er å redusere slitasje på bladkanten. Balanseringsvekter. Balanseringsvektene sørger for at alle de tre bladene har samme vekt, noe som bidrar til å balansere rotoren. De plasseres inne i selve bladet. Figur 3.2 Vortex generator (Foto: LM)

27 Blader Eksempler på krefter som bladene utsettes for er: aerodynamiske krefter pga. gjennomsnittlig vindhastighet (statiske), og ekstreme vindhastigheter, ekstreme vindkast, ekstreme vindretningsendringer, sterkt vindskjær, stall-induserte vibrasjoner (transiente) sentrifugalkrefter pga. rotasjon (statiske) gravitasjonskrefter/bøyemoment (sykliske) mekaniske krefter pga. pitch-bevegelser, bremsing/nødbremsing, dreiefeil (transiente) gyroskopiske krefter pga. dreiebevegelser (transiente) turbulens (stokastiske) I tillegg til vind utsettes bladene også for andre klimatiske påkjenninger som fuktighet, regn, hagl, snø, is, lynnedslag, ekstreme temperaturer/temperaturvariasjoner, solinnstråling, bakterievekst og soppvekst, atmosfærisk korrosjon og abrasiv slitasje pga. partikler i vinden. Utbedring av skader på blader Utmattelsesprosessen for kompositter som benyttes i bladet kan beskrives i følgende trinn: 1. Små sprekker i bindemiddel 2. Små sprekker som vokser inn i hverandre, med bindefeil mellom fiber og bindemiddel 3. Delaminasjon over et større område 4. Brudd i individuelle fiber 5. Brist, brudd Nesten alle skader på blader kan repareres, med unntak av de tilfeller hvor deler av bladet er brukket helt av. Alle reparasjoner på blader skal foretas av utdannet personell. Løse, brekte eller manglende stallister, vortex generatorer, dinotails osv. bør repareres etter som dette vil øke energiproduksjonen. Reparasjon gjøres når man kan komme tett inntil bladet med f.eks. en fasadeheis. Mindre avskallinger bør fylles med sparkelmasse, og påføres topcoat slik at overflaten lukkes, og dermed hindrer inntrengning av vann. Sprekker som øker i lengde bør repareres. Mindre sprekker kan repareres ved sliping av topcoat og pålegging av ny topcoat. Større og dypere sprekker og skader skal repareres ved nedsliping inntil sprekken er helt borte. Deretter bygges det opp med ny glassfiber og polyester til overflatenivået. Reparasjonen avsluttes med sliping, sparkling, sliping og ny topcoat. Sprekker i limsammenføyninger i bakkant av bladet kan repareres ved å sage opp limsammenføyningen og injisere nytt lim

28 Blader Figur 3.3 Rotor løftes (Foto: TrønderEnergi) Figur 3.4 Rotor monteres (Foto: TrønderEnergi)

29 Blader 3.2 Skadetyper På blader vil i hovedsak følgende skadetyper kunne oppstå: slitasje (overflateruhet) overflateskader sprekker, spesielt langs kanten på bladet lynskader defekte/manglende stallister, vortex generatorer, dinotails løse/defekte bolteforbindelser Disse skadetypene er nærmere beskrevet i Tabell 3.1 Tabell 3.5. Tabell 3.1 Blader Slitasje (overflateruhet) - Abrasjon pga. slitasjematerialer (sand, jord, salt) i luften - Forurensninger - Insekter - Ising - Løs tape på forkanten - Løst navdeksel Mulige konsekvenser - Redusert produksjon - Hvis topcoaten slites igjennom, kan det komme vann inn i laminatet eller i treet i sandwich-konstruksjonen, med delaminering som følge Tilstandskontrollmetoder - Visuell inspeksjon [A] - Synlige tegn til slitasje Tabell 3.2 Blader Overflateskader - Materialtretthet - Aldring av fugemateriale - Lynnedslag - Feil på pitch-system - Hull i forkanten pga. dårlig utfylling i støpeformen - Dårlig finish i fremstillingen Mulige konsekvenser - Hvis topcoaten er gjennombrutt, kan det komme vann inn i laminatet eller i treet i sandwich-konstruksjonen, med delaminering som følge - Vanninntrengning i fibre ved bladroten - Ubalanse i rotormassen - Bladbrudd Tilstandskontrollmetoder - Visuell inspeksjon [A] - Maskinovervåkning [C] - Synlige tegn til sprekker og hull - Unormale lyder

30 Blader Tabell 3.3 Blader Sprekker (i overflate og/eller limsammenføyninger) - Materialtretthet - Lynnedslag - Feil på pitch-system - Produksjonsfeil Mulige konsekvenser - Bladbrudd Tilstandskontrollmetoder - Visuell inspeksjon [A] - Maskinovervåkning [B] - Synlige tegn til sprekker - Vibrasjoner - Unormale lyder Tabell 3.4 Blader Lynskader - Lynnedslag Mulige konsekvenser - Overflateskade - Sprekker - Smelting av lim - Delaminering - Avsmeltning av lynavledersystemet - Bladbrudd Tilstandskontrollmetoder - Visuell inspeksjon [A] - Synlige tegn til lynskader - Unormale lyder Tabell 3.5 Blader Defekte/manglende stallister, vortex generatorer, dinotails - Utmatting i bolter, lim, lameller, strips Mulige konsekvenser - Redusert produksjon - Støy Tilstandskontrollmetoder - Visuell inspeksjon [A] - Manglende deler - Unormale lyder

31 Blader 3.3 Tilstandskontrollmetoder Visuell inspeksjon Visuell inspeksjon av blader skal primært avdekke sår, skader eller sprekker i overflaten. Avhengig av type og konstruksjon skal følgende punkter kontrolleres: unormale lyder eller unormale vibrasjoner 8 overflateskader, lynskader osv. sprekker, avskalling osv. i glassfiber skadde eller manglende stallister, dinotails, vortex generatorer slitasje i bladlager (ujevn bevegelse) tetninger på bladlager korrosjon på flenser skadet/defekt eller løs/manglende bolteforbindelse En visuell inspeksjon fører naturlig nok til at bare sprekker over en viss størrelse avdekkes. Overflatesprekker er normalt ikke alvorlige med mindre de vokser og blir større. For å avgjøre om sprekkene er voksende, er det avgjørende at lengde, dybde og retning på sprekkene registreres. Sprekkene merkes derfor av i endene med angivelse av dato, slik at en eventuell sprekkutvidelse kan følges opp. Alle unormale tilstander dokumenteres med fotografering. En forenklet visuell inspeksjon kan gjennomføres med kikkert fra bakken. En grundig visuell inspeksjon må imidlertid gjennomføres fra svært kort avstand (~ 10 cm) ved hjelp av kran med kurv eller ved nedfiring fra navet. Den visuelle inspeksjonen kan utvides til også å omfatte akustisk testing (banking) på bladene, samt Kontroll av tiltrekkingsmoment. Kriterier for karaktersetting er gitt i Tabell 3.6. Tabell 3.6 Blader Visuell inspeksjon Karakter Kriterier for karaktersetting 1 Ingen synlige tegn til skade 2 Slitasje på topcoat. Krakelering av topcoat. Små sår i overflaten. Aldring av fugemateriale. Manglende stallist, vortex generator, e.l. 3 Avskallet topcoat. Mindre sprekker. 4 Store eller voksende sprekker. Løse/defekte bolteforbindelser. Eksempler på skader er gitt i et eget dokument Blader skadeatlas. 8 Kontroll av unormale lyder eller unormale vibrasjoner må gjøres under drift

32 Blader NDT-kontroll NDT-kontroll med tanke på å avdekke sprekkdannelser gjennomføres på fabrikk i forbindelse med produksjonen (infrarød scanning) og som en endelig kvalitetskontroll (ultralyd scanning). Det gjennomføres normalt ikke NDT-kontroll på blader på vindturbiner som er satt i drift. Det utvikles imidlertid mobilt utstyr for termografering (infrarød scanning), der bladet varmes med en infrarød varmelampe før det termograferes. På denne måten kan skader både på ytterside, innerside og inne i laminatet detekteres. Alle endringer i materialetykkelse osv. sees på termograferingen, så det krever en spesialist for å tolke bildene Kontinuerlig overvåkning Flere leverandører leverer nå blader med innebygde optiske fibre og sensorer for kontinuerlig overvåkning av bladene. (Se f.eks. LM Blade Monitoring, es.pdf) Med slike system kan følgende parametre overvåkes: temperatur rotorhastighet rotorposisjon pitch-vinkel vibrasjoner deteksjon av sprekker deteksjon av lynnedslag (frontstigning, maksimal strøm, energi) Disse systemene er ennå på forsøksstadiet, og bør utvikles ytterligere før de gir pålitelige resultater. Skadetyper som ubalanse i rotormasse, aerodynamisk asymmetri, osv. kan også detekteres ved hjelp av f.eks. vibrasjonsovervåkning av maskinhuset da slike skader medfører karakteristiske vibrasjonsmønster i maskinhuset. 3.4 Tilstandskontrollprogram Tabell 3.7 Blader Tilstandskontrollprogram Tidsintervall Måling 6 mnd Visuell inspeksjon, inkl. smøring av bladlager 1 år Kontroll av tiltrekkingsmoment Etter omfattende uvær Visuell inspeksjon

33 Nav (Hub) 4 Nav (Hub) (417.DDD.200) 4.1 Komponentbeskrivelse Navets primære funksjon er å omforme den kinetiske energien fra bladene (rotoren) til mekanisk energi i form av dreiemoment på akslingen. Navet er en kompakt enhet som vanligvis er laget i støpt stål. Lave temperaturer kan være kritisk for støpt stål, noe som medfører at materialvalg er viktig på steder med lave omgivelsestemperaturer. Reparasjon ved hjelp av sveising er ikke tillatt på støpte nav. Navet har innfesting for både blader, aksling og navdeksel, og disse enhetene er festet til navet med bolter. Det er også et deksel ved bladroten som hindrer eventuelle løse deler i å komme inn i selve bladet. Figur 4.1 Støping av nav ved Vestas Castings Kristiansand (Foto: Vestas,

34 Nav (Hub) 4.2 Skadetyper På navet oppstår det svært sjeldent skader, men følgende skadetyper vil kunne oppstå: avskalling av maling korrosjon sprekker Disse skadetypene er nærmere beskrevet i Tabell 4.1 Tabell 4.3. Tabell 4.1 Nav Avskalling av maling - Miljøpåkjenninger Mulige konsekvenser - Korrosjon Tilstandskontrollmetoder - Visuell inspeksjon [A] - Synlige tegn til avskallet maling Tabell 4.2 Nav Korrosjon - Miljøpåkjenninger Mulige konsekvenser - Svekkede bolteforbindelser Tilstandskontrollmetoder - Visuell inspeksjon [A] - Synlige tegn til korrosjon Tabell 4.3 Nav Sprekker - Materialtretthet Mulige konsekvenser - Navet sprekker helt, og blad faller av Tilstandskontrollmetoder - Visuell inspeksjon [A] - Ultralydmåling [A] - Endret vibrasjonsnivå og unormale lyder - Synlige tegn til sprekker - Positivt utslag på ultralydmåling

35 Nav (Hub) 4.3 Tilstandskontrollmetoder Visuell inspeksjon Visuell inspeksjon av nav skal primært avdekke korrosjon og sprekker i overflaten. Hvis man får indikasjoner på sprekker, bør ultralydmåling e.l. gjennomføres for å verifisere observasjonen. Kriterier for karaktersetting er gitt i Tabell 4.4. Tabell 4.4 Nav Visuell inspeksjon Karakter Kriterier for karaktersetting 1 Overflaten er glatt og blank. Malte og metalliserte overflater er fri for korrosjon. 2 Mindre partier har en matt overflate. Begynnende korrosjon. 3 Overflaten er ru. Alvorlig korrosjon. Mindre sprekker som bedømmes ufarlige. 4 Kritiske sprekker Ultralydmåling Ultralydmålinger vil kunne benyttes både for punktvise undersøkelser og for skanning av hele navet. Det primære er å avdekke sprekker, men også støpefeil eller andre uregelmessigheter kan avdekkes. Kriterier for karaktersetting er gitt i Tabell 4.5. Kriteriene vil variere for ulike områder på navet avhengig av de mekaniske påkjenningene, Karaktersettingen vil derfor være basert på en skjønnsmessig helhetsvurdering av måleresultatene. Tabell 4.5 Nav Ultralydmåling Karakter Kriterier for karaktersetting 1 Ingen indikasjon på sprekker 2 Små og ubetydelige sprekker 3-4 Kritiske sprekker 4.4 Tilstandskontrollprogram Tabell 4.6 Nav Tilstandskontrollprogram Tidsintervall Måling 1 år Visuell inspeksjon Ved mistanke om sprekker Ultralydmåling

36

37 Pitch-system 5 Pitch-system (417.DDD.300) 5.1 Komponentbeskrivelse Pitch-systemets primære funksjon er å dreie bladene om sin egen lengdeakse slik at de har en optimal vinkel (pitch-vinkel) i forhold til vindhastigheten (angrepsvinkelen, se Blader). Ved å dreie bladene, reguleres rotorens omdreiningshastighet, og dermed også den elektriske effekten fra vindturbinen. For vindhastigheter opp til nominell vindhastighet dreies bladene slik at de gir optimal effekt. For vindhastigheter over nominell vindhastighet dreies bladene slik at effekten begrenses til nominell effekt. For svært høye vindhastigheter dreies bladene slik at rotoren stanser helt (bladene kantstilles). Dette gjøres for å beskytte vindturbinen ved ekstreme vindpåkjenninger. Dreiing av bladene er også vindturbinens hovedbrems, og pitch-systemet er derfor også en viktig del av sikkerhetssystemet i en vindturbin. Pitch-systemet kan også brukes til å begrense støynivået fra vindturbinen, men da på bekostning av energiproduksjonen. På enkelte vindturbiner holdes pitch-vinkelen konstant under nominell vindhastighet for å begrense slitasjen i pitch-systemet. Dette reduserer imidlertid energiproduksjonen da pitchvinkelen ikke lengre er optimal i forhold til vindretningen (angrepsvinkelen). På mindre vindturbiner er det et felles pitch-system, mens det på større vindturbiner er en egen pitch-regulering for hvert blad. Pitch-systemet består vanligvis av bladlager, servomekanisme, kraftforsyning og et styringssystem (integrert i kontrollanlegget). I tillegg finnes en rotasjonssikring som låser pitch-systemet slik at bladene ikke kan rotere om egen akse. Dette benyttes i forbindelse med gjennomføring av vedlikehold. Pitch-systemet er enten hydraulisk eller elektrisk drevet Hydraulisk pitch-system På mindre vindturbiner er det en mekanisk overføring av pitch-bevegelsen gjennom akslingen ut til navet. Sylindrene er da plassert i bakre ende av akslingen. På større vindturbiner er det en hydraulisk overføring i akslingen fram til navet der hydraulikksylindrene er plassert. Det er ofte en egen sylinder for hvert blad. Energireserven som skal sørge for å stanse rotoren i en kritisk situasjon består av nitrogenfylte blære- eller stempelakkumulatorer Elektrisk pitch-system Pitch-bevegelsen utføres av likestrømsmotorer ved hjelp av tannhjulsdrev. Strømforsyning til disse motorene er ført gjennom akslingen og ut til navet. Energireserven som skal sørge for å stanse rotoren i en kritisk situasjon består av batteri eller kondensatorbatteri

38 Pitch-system 5.2 Skadetyper På pitch-systemet vil i hovedsak følgende skadetyper kunne oppstå: slitasje korrosjon oljelekkasje nitrogenlekkasje (blære- eller stempel-akkumulatorer) sprekker i stempelstang løse/defekte bolteforbindelser Disse skadetypene er nærmere beskrevet i Tabell 5.1 Tabell 5.5. Tabell 5.1 Pitch-system Slitasje - Mekanisk slitasje - Utilstrekkelig smøring Mulige konsekvenser - Unøyaktig pitch-regulering - Vibrasjoner i rotor Tilstandskontrollmetoder - Visuell inspeksjon [A] - Funksjonskontroll [B] - Synlige tegn på matting av overflate, riper, groper, tæringer - Feil respons fra pitch-systemet på tester Tabell 5.2 Pitch-system Korrosjon - Miljøpåkjenninger Mulige konsekvenser - Unøyaktig pitch-regulering Tilstandskontrollmetoder - Visuell inspeksjon [A] - Synlige tegn til korrosjon Tabell 5.3 Pitch-system Oljelekkasje - Defekt pakning - Defekt slange/rør - Løse forbindelser (koblinger) Mulige konsekvenser - Lavt oljetrykk - Hyppig start av oljepumpe - Unøyaktig pitch-regulering - Kritisk lavt oljetrykk (rotor lar seg ikke regulere) Tilstandskontrollmetoder - Visuell inspeksjon [A] - Kontroll av oljenivå [A] - Synlige tegn til oljelekkasje - Lavt oljenivå

39 Pitch-system Tabell 5.4 Mulige konsekvenser Tilstandskontrollmetoder Pitch-system Nitrogenlekkasje - Utett blære i akkumulator - Defekt akkumulator - Løse forbindelser (koblinger) - Unøyaktig pitch-regulering - Ingen energireserve til å kantstille bladene (stanse rotor) - Kontroll av forladetrykk i akkumulatorer [A] - Maskinovervåkning [C] - For lavt forladetrykk - For lang pumpetid - Hyppig start av oljepumpe Tabell 5.5 Pitch-system Sprekker i stempelstang - Mekaniske påkjenninger - Feilkonstruksjon - Feil materialvalg Mulige konsekvenser - Mindre eller større havari - Brudd i stempelstang Tilstandskontrollmetoder - Visuell inspeksjon [A] - Synlige tegn til sprekker 5.3 Tilstandskontrollmetoder Visuell inspeksjon Visuell inspeksjon av pitch-system skal primært avdekke skader i pitch-systemet. For alle typer pitch-system skal følgende punkter kontrolleres: oljelekkasje pitch-vinkel bladlager rotasjonssikring skadet/defekt eller løs/manglende bolteforbindelse For hydrauliske pitch-system skal, avhengig av type og konstruksjon, følgende punkter kontrolleres: aksiell klaring i sylinderoppheng radiell klaring mellom momentarmsaksel og hydraulikksylinder hydraulikksylinder, hydraulikkrør og slanger stempelstang gummimansjetter oppheng av akkumulatorer, slanger og ledninger

40 Pitch-system For elektriske pitch-system skal, avhengig av type og konstruksjon, følgende punkter kontrolleres: slitasje i motor, gir og tannhjulsforbindelser smøring av tannkrans på pitch-lager og drev Når slitasjen har kommet så langt at den er synlig, er dette en alvorlig tilstand. Den visuelle inspeksjonen må derfor kombineres med relevante tester av pitch-systemet. Den visuelle inspeksjonen kan utvides til også å omfatte Kontroll av tiltrekkingsmoment. Tabell 5.6 Pitch-system Visuell inspeksjon Karakter Kriterier for karaktersetting 1 Ingen eller ubetydelige tegn til slitasje 2 Matt overflate. Synlige tegn til korrosjon. Lavt oljenivå. Synlige tegn til slitasje. Riper, groper, tæringer. Synlige tegn til oljelekkasje. 3 Synlige tegn til sprekker. Skade på rotasjonssikring. Skadet/manglende bladlagerbeskyttelse. 4 Utslitt. Løse/defekte bolter. Manglende bolter Funksjonskontroll De fleste vindturbiner har et felles hydraulikkanlegg som også inkluderer hydraulikken i pitch-systemet. Funksjonskontroll av pitch-systemet gjennomføres derfor normalt som en del av Hydraulikkaggregat. For elektriske pitch-system er følgende funksjonskontroller aktuelle: energireserve til å kantstille bladene korrekt regulering Andre tester som er aktuelle å gjennomføre er: flow-test step-test sinus-test turtallstest Disse testene er normalt ferdigprogrammerte tester som kjøres fra kontrollanlegget. Det presiseres at disse testene kan være leverandøravhengig, og at man må forholde seg til leverandørens spesifikasjon. Tabell 5.7 Pitch-system Funksjonskontroll Karakter Kriterier for karaktersetting 1 Funksjon OK 2-3 Upresis regulering 4 Funksjon ikke OK

41 Pitch-system Kontroll av forladetrykk Se Kontroll av forladetrykk under Hydraulikkaggregat Oljeanalyse De fleste vindturbiner har et felles hydraulikkanlegg som også inkluderer hydraulikken i pitch-systemet. Oljeanalyse i pitch-systemet gjennomføres derfor normalt som en del av Hydraulikkaggregat Maskinovervåking Alle viktige funksjoner i pitch-systemet er overvåket av kontrollanlegget. Ved hjelp av maskinovervåkning kan følgende parametre/tilstander i pitch-systemet overvåkes: pitch-vinkel oljetemperatur oljetrykk oljenivå Tabell 5.8 Pitch-system Maskinovervåkning Karakter Kriterier for karaktersetting 1 Ingen varsel eller alarm 2-3 Varsel fra kontrollanlegget 4 Alarm fra kontrollanlegget 5.4 Tilstandskontrollprogram Tabell 5.9 Pitch-system Tilstandskontrollprogram Tidsintervall Måling 6 mnd Visuell inspeksjon 6 mnd Funksjonskontroll 1 år Kontroll av tiltrekkingsmoment 1 år Kontroll av forladetrykk 1 år Oljeanalyse 5 år Oljeskift (iht. oljeanalyseresultat)

42

43 Aksling 6 Aksling (417.DDD.410) 6.1 Komponentbeskrivelse Figur 6.1 viser en prinsippskisse av aksling, lager og koblinger. Figur 6.1 Prinsippskisse av aksling, lager og koblinger (Bonus Energy A/S, 1999) Aksling Akslingens primære funksjon er å overføre den mekaniske energien (dreiemomentet) fra navet (rotoren), via koblinger og ev. gir, til generatoren. Akslingens sekundære funksjon er å overføre aerodynamisk krefter fra rotoren via lageret til maskinhusfundamentet. Dette forutsetter at akslingen, sammen med lager, koblinger og fundamentet, er dimensjonert for aktuelle statiske laster (gravitasjonslaster) og dynamiske laster (aerodynamiske laster fra rotoren, samt vibrasjoner). Akslingen er en av de mest kritiske enhetene i en vindturbin. Akslingen lages i stål. For mindre vindturbiner utføres akslingen som regel med flens mot navet og med friksjonskobling mot giret, mens for større vindturbiner har den utsmidde flenser i begge ender. På større vindturbiner er sentrum på akslingen hul, og inneholder rør for oljetilførsel til pitch-systemet i navet, samt kabler for både kraftforsyning og kontrollsignaler Rotorlås Rotorlåsens primære funksjon er å låse rotoren, og dermed sikre rotoren mot rotasjon, i forbindelse med arbeid på bladene, i navet, eller inne i maskinhuset. Rotorlåsen er back-up for selve rotorbremsen. Rotorlåsen består som regel av en skive med hull som er festet på rotor eller akslingen, samt to eller flere bolter som låser rotoren. Dette skjer ved at boltene manuelt, eller hydraulisk som på større vindturbiner, settes inn i hull eller spor i skiven. En hydraulisk operert rotorlås har vanligvis en egen liten oljetank og en håndpumpe. Enkelte vindturbiner har en rotorlås der en bolt settes i et hull i bremseskiven på girets utgangsaksling. Denne er lettere å montere enn en rotorlås på hovedakslingen

44 Aksling Figur 6.2 Mekanisk rotorlås (Foto: SFE) Rotorlås kan benyttes kun ved moderate vindhastigheter, dvs. ikke ved for høy vind, da en stor rotor gir et stort moment på rotorlåsen. Her må leverandørens sikkerhetsinstrukser følges nøye slik at ikke rotoren låses ved for høye vindhastigheter. Rotorbremsen er ofte plassert på høyhastighetsakslingen mellom gir og generator. Ved demontering av gir eller selve bremsesystemet, vil ikke rotorbremsen kunne holde igjen rotor, og hindre den i å rotere. I slike tilfeller er rotorlåsen eneste sikring mot rotasjon. 6.2 Skadetyper På aksling vil i hovedsak følgende skadetyper kunne oppstå: slitasje korrosjon sprekker På rotorlås vil i hovedsak følgende skadetyper kunne oppstå: skadet/defekt rotorlås oljelekkasje i manuell håndpumpe Disse skadetypene er nærmere beskrevet i Tabell 6.1 Tabell 6.5. Tabell 6.1 Aksling Slitasje - Mekanisk slitasje Mulige konsekvenser - Sprekkdannelser Tilstandskontrollmetoder - Visuell inspeksjon [A] - Synlige tegn til slitasje, som f.eks. riper, groper osv

45 Aksling Tabell 6.2 Aksling Korrosjon - Miljøpåkjenninger Mulige konsekvenser - Sprekkdannelser, sprekker og akslingsbrudd Tilstandskontrollmetoder - Visuell inspeksjon [A] - Synlige tegn til korrosjon Tabell 6.3 Aksling Sprekker - Materialtretthet - Vibrasjoner - Vekslende mekaniske påkjenninger over lang tid - Ekstrempåkjenninger Mulige konsekvenser - Akslingsbrudd Tilstandskontrollmetoder - Visuell inspeksjon [A] - Virvelstrømsprøving [A] - Penetrantprøving [A] - Maskinovervåkning [C] - Synlige tegn til sprekker - Positivt utslag på NDT-kontroll - Vibrasjoner - Unormale lyder Sprekker i akslingen starter som små radielle sprekker i overflaten. Hvis sprekkene får utvikle seg uten at de oppdages, vil situasjonen bli meget kritisk da det er stor fare for tretthetsbrudd på akslingen. Et akslingsbrudd vil føre til et totalhavari som medfører store utgifter i form av reparasjoner og tapte produksjonsinntekter. Etter som følgene av et akslingsbrudd er så omfattende, er det meget viktig at sprekker oppdages så tidlig som mulig, holdes under kontroll, og utbedres om nødvendig. Store sprekker kan også i visse tilfeller oppdages ved hjelp av vibrasjonsmålinger og etterfølgende analyser. Tabell 6.4 Rotorlås Skadet/defekt rotorlås - Materialtretthet - Vekslende mekaniske påkjenninger over lang tid Mulige konsekvenser - Personskade ved arbeid i vindturbinen - Totalhavari på hele vindturbinen Tilstandskontrollmetoder - Visuell inspeksjon [A] - Synlige tegn til skade Tabell 6.5 Rotorlås Oljelekkasje i manuell håndpumpe - Defekt pakning - Defekt slange/rør Mulige konsekvenser - Rotorlås kan ikke betjenes Tilstandskontrollmetoder - Visuell inspeksjon [C] - Synlige tegn til oljelekkasje

46 Aksling 6.3 Tilstandskontrollmetoder Visuell inspeksjon Visuell inspeksjon av aksling skal primært avdekke sår, skader og sprekker i overflaten. Avhengig av type og konstruksjon skal følgende punkter kontrolleres: unormale lyder eller unormale vibrasjoner 9 ujevn rotasjon av aksling skadet/defekt eller løs/manglende bolteforbindelse sprekker i aksling, spesielt ved ev. tverrsnittsendringer skader på korrosjonsbeskyttelse på aksling skader på rotorlås smøring av aksling og tetninger I mindre vindturbiner kan det også være aktuelt å kontrollere: slitasje i kardangaksel oljelekkasje i tetninger i kardangaksel En visuell inspeksjon fører naturlig nok til at bare sprekker over en viss størrelse avdekkes. Dersom man oppdager sår eller antydninger til sprekker ved en visuell inspeksjon, bør dette alltid kontrolleres med NDT-kontroll. Kriterier for karaktersetting er gitt i Tabell 6.6 og Tabell 6.7. Den visuelle inspeksjonen kan utvides til også å omfatte Kontroll av tiltrekkingsmoment. Ved demontasje kan den visuelle inspeksjonen også utvides til å omfatte en NDT-kontroll. Tabell 6.6 Aksling Visuell inspeksjon Karakter Kriterier for karaktersetting 1 Ingen synlige tegn til sprekker. Intakt korrosjonsbeskyttelse. Avskalling av korrosjonsbeskyttelse. Rustflekker. 2 Lett slark i kardangledd. Korrosjonstæring. Rustgroper. 3 Større slark i kardangledd. Fettlekkasje fra kardangledd. 4 Sprekker Tabell 6.7 Rotorlås Visuell inspeksjon Karakter Kriterier for karaktersetting 1 Ingen synlige tegn til skader 2 Mindre skader. Mindre oljelekkasje. 3 Håndpumpe virker ikke. Skadet/defekt låsebolt. 4-9 Kontroll av unormale lyder eller unormale vibrasjoner må gjøres under drift

47 Aksling NDT-kontroll Kriterier for karaktersetting er gitt i Tabell 6.8. Karaktersettingen vil være basert på en skjønnsmessig helhetsvurdering av måleresultatene. Tabell 6.8 Aksling NDT-kontroll Karakter Kriterier for karaktersetting 1 Ingen utslag på NDT-kontroll 2 Begrenset utslag på NDT-kontroll 3 Betydelig utslag på NDT-kontroll 4 Kritisk utslag på NDT-kontroll 6.4 Tilstandskontrollprogram Tabell 6.9 Aksling Tilstandskontrollprogram Tidsintervall Måling 1 år Visuell inspeksjon 1 år Kontroll av tiltrekkingsmoment Ved behov NDT-kontroll

48

49 Lager 7 Lager (417.DDD.430/440) 7.1 Komponentbeskrivelse Lagerets primære funksjon er å gi radiell og aksiell støtte til akslingen med minst mulig energitap pga. friksjon. Lageret overfører de aerodynamiske kreftene fra akslingen (rotoren) til maskinhusfundamentet. Noen vindturbiner har kun ett hovedlager, der giret også har en lagerfunksjon. Slike vindturbiner betegnes som tre-punkts oppheng etter som rotor, aksling og gir er opphengt i tre punkter: hovedlageret samt to momentstag på girets forkant. I vindturbiner med trepunkts oppheng er hovedlageret alltid av typen sfærisk rullelager, etter som det vil forekomme vinkeldreininger av akslingen i forhold til maskinhusfundamentet, i den grad som gummien i giropphenget tillater det. I vindturbiner med to hovedlager benyttes som regel på samme måte sfæriske rullelager. Et sfærisk rullelager består av et lagerhus, en ytre ring, to parallelle rader med ruller, og en indre ring. Løpebanene for rullene har en liten vinkel i forhold til hverandre. Sfæriske rullelager tar opp radielle laster samt aksielle laster i begge retninger. Lagret fungerer normalt med vinkeldreining av innerringen i forhold til ytterringen (små vinkelavvik), og er derfor ikke spesielt følsomt for avvik i oppretting eller bøying av akslingen. Lagerhuset er festet til maskinhusfundamentet med bolteforbindelser. Disse bolteforbindelsene må ta opp alle de radielle og aksielle krefter som overføres fra lageret til maskinhusfundamentet. Det benyttes vanligvis fettsmurte lager som må smøres regelmessig. Det finnes imidlertid også flere eksempler på oljesmurte hovedlager. Figur 7.1 Prinsippskisse av sfærisk rullelager (Illustrasjon: SKF,

50 Lager De mest aktuelle påkjenningene på lageret er: abrasjon kjemisk aktive stoffer salt lagerstrøm/lynstrømmer (strømgjennomgang ødelegger over tid oljens smøreevne, og kan medføre lagerhavari) De fleste vindturbiner har en eller annen gang vært utsatt for et lynnedslag, Visuelle inspeksjoner har vist at en lynstrøm har gått gjennom hovedlageret på de fleste større vindturbiner. Selv om vindturbinen er utstyrt med kull/børste-systemer for å lede lynstrømmen utenom hovedlagrene, vil en større eller mindre del av lynstrømmen likevel alltid gå gjennom hovedlageret. Det er imidlertid meget sjeldent at disse strømgjennomgangene fører til lagerhavari. 7.2 Skadetyper På lager vil i hovedsak følgende skadetyper kunne oppstå (se beskrivelser under Gir): slitasje micropitting pitting avskalling inntrykkingsmerker stillstandsmerker skader på rulleholder Disse skadetypene er nærmere beskrevet i Tabell 7.1 Tabell 7.7. Tabell 7.1 Lager Slitasje - Abrasjon - Urenheter i oljen - Fremmedlegemer Mulige konsekvenser - Micropitting, avskalling, inntrykkingsmerker - Økt lagerklaring Tilstandskontrollmetoder - Visuell inspeksjon, ev. med endoskop [A] - Oljeanalyse [C] - Maskinovervåkning [C] - Synlige tegn til slitasje - Mangler additiver i olje - Vibrasjoner - Unormale lyder - Temperaturøkning

51 Lager Tabell 7.2 Lager Micropitting, pitting - Mekanisk slitasje - Urenheter i oljen - Materialtretthet Mulige konsekvenser - Avskalling - Inntrykkingsmerker Tilstandskontrollmetoder - Visuell inspeksjon, ev. med endoskop [A] - Oljeanalyse [C] - Maskinovervåkning [C] - Synlige tegn til micropitting eller pitting - Partikkelinnhold i olje - Vibrasjoner - Unormale lyder - Temperaturøkning Tabell 7.3 Lager Avskalling - Mekanisk slitasje - Urenheter i olje - Micropitting, pitting - Materialtretthet Mulige konsekvenser - Lagerhavari Tilstandskontrollmetoder - Visuell inspeksjon, ev. med endoskop [A] - Oljeanalyse [C] - Maskinovervåkning [C] - Synlige tegn til avskalling - Partikkelinnhold i olje - Vibrasjoner - Unormale lyder - Temperaturøkning Tabell 7.4 Lager Inntrykkingsmerker - Urenheter i oljen - Fremmedlegemer Mulige konsekvenser - Økt lagerklaring - Lagerhavari Tilstandskontrollmetoder - Visuell inspeksjon, ev. med endoskop [A] - Oljeanalyse [C] - Maskinovervåkning [C] - Synlige tegn til inntrykkingsmerker - Partikkelinnhold i olje - Vibrasjoner - Unormale lyder - Temperaturøkning

52 Lager Tabell 7.5 Lager Stillstandsmerker - Stillstand over for lang tid Mulige konsekvenser - Lagerhavari Tilstandskontrollmetoder - Visuell inspeksjon, ev. med endoskop [A] - Maskinovervåkning [C] - Synlige tegn til stillstandsmerker - Vibrasjoner - Unormale lyder - Temperaturøkning Tabell 7.6 Lager Sprekker, deformasjon - Kraftig slitasje - Ekstreme påkjenninger Mulige konsekvenser - Lagerhavari Tilstandskontrollmetoder - Visuell inspeksjon, ev. med endoskop [A] - Oljeanalyse [C] - Maskinovervåkning [C] - Synlige tegn til sprekker - Synlige tegn til deformasjon - Vibrasjoner - Unormale lyder - Temperaturøkning Tabell 7.7 Lager Skader på rulleholder - Ekstreme påkjenninger Mulige konsekvenser - Lagerhavari Tilstandskontrollmetoder - Visuell inspeksjon, ev. med endoskop [A] - Maskinovervåkning [C] - Synlige tegn til skade - Vibrasjoner - Unormale lyder - Temperaturøkning

53 Lager 7.3 Tilstandskontrollmetoder Visuell inspeksjon Visuell inspeksjon av lager skal primært avdekke slitasje, sår, skader og sprekker i overflaten. Visuell inspeksjon av hovedlager skal foretas ved å demontere lagerdekslet på hovedlagerets bakside (motsatt side av rotor). Fett tørkes av slik at det er mulig å inspisere overflaten på rullene, lagerets innerring, og lagerets ytterring (i den grad det er mulig). Oljesmurte lager kan inspiseres med endoskop. I mange tilfeller er det ikke mulig å se overflaten på den underste delen av ytterringen. Det vil typisk være her det oppstår slitasje og avskallinger. Man kan i slike tilfeller benytte et spesialtilpasset verktøy med en spiss, slik at man kan føle på overflaten mellom rullene. Avhengig av type og konstruksjon skal følgende punkter kontrolleres: unormale lyder eller unormale vibrasjoner 10 ujevn rotasjon av aksling skadet/defekt eller løs/manglende bolteforbindelse ringer og ruller smøring av tetninger Kriterier for karaktersetting er gitt i Tabell 7.8. Tabell 7.8 Lager Visuell inspeksjon Karakter Kriterier for karaktersetting 1 Ingen synlige tegn til slitasje 2 Slitasjespor. Stillstandsmerker. Merke etter lynstrøm. Pitting (som starter fra stillstandsmerker). Inntrykkingsmerker. Misfarging av 3 smørefettet. Kraftig pitting. Avskalling. Store inntrykkingsmerker. Slitasjemateriale i 4 smørefettet. Aksiell forskyvning på grunn av slitasje. 10 Kontroll av unormale lyder eller unormale vibrasjoner må gjøres under drift

54 Lager Vibrasjonsmåling Vibrasjonsanalyse er en utbredt teknikk for å måle tilstanden til mekanisk utstyr, og som også har vist seg å være en pålitelig og presis metode for å avdekke unormale tilstander i et lager. Vibrasjonsanalyse på vindturbiner er imidlertid ofte vanskeligere enn på annet utstyr. Dette skyldes at man ofte får komplekse vibrasjonsmønster fordi man har: kontinuerlige endringer i driftsparametrene høye og variable dynamiske påkjenninger lav rotasjonshastighet ikke et fast fundament Det er derfor helt avgjørende at vibrasjonsmålingen er tilpasset den aktuelle vindturbinen. Det er også viktig at man måler en vibrasjonssignatur når lageret er nytt, slik at man har en referansesignatur for senere målinger. Denne signaturen vil kunne være unik for ulike typer vindturbiner avhengig av bl.a. geometri, belastninger og hastigheter. Tabell 7.9 Lager Vibrasjonsmåling Karakter Kriterier for karaktersetting 1 Hvor store avvik som kan aksepteres vil variere for ulike vindturbiner. 2 Det refereres derfor til leverandørens spesifikasjon av grenseverdier for hva 3 som er akseptabelt. Det vises også til Håndbok Akselvibrasjoner for generell 4 informasjon om vibrasjonsmåling og tolkning av bl.a. ulike orbit-plott Maskinovervåking Ved hjelp av kontrollanlegget kan følgende parametre/tilstander i lageret normalt overvåkes: lagertemperatur oljenivå lagervibrasjoner akselvibrasjoner Tabell 7.10 Lager Maskinovervåkning Karakter Kriterier for karaktersetting 1 Ingen varsel eller alarm 2-3 Varsel fra kontrollanlegget 4 Alarm fra kontrollanlegget 7.4 Tilstandskontrollprogram Tabell 7.11 Lager Tilstandskontrollprogram Tidsintervall Måling 6 mnd Visuell inspeksjon av hovedlager, inkl. smøring 1 år Kontroll av tiltrekkingsmoment Ved mistanke Vibrasjonsmåling

55 Koblinger 8 Koblinger (417.DDD.450/460) 8.1 Komponentbeskrivelse Koblingens primære funksjon er å overføre den mekaniske energien (dreiemomentet) fra en aksling til en annen. Koblingen kan også utformes slik at den motstår ev. bøyemoment, samt at den demper momentvariasjoner på hovedakslingen slik at man dermed oppnår en mer stabil elektrisk effekt. Det er spesielt to steder der koblinger benyttes: mellom aksling og gir, og mellom gir og generator. Mellom aksling og gir benyttes normalt følgende koblinger: flenskobling med bolteforbindelser (ren friksjonskobling eller kombinasjon av friksjon og skjærkrefter) krympekobling (friksjonskobling) Mellom gir og generator benyttes normalt følgende koblinger: komposittkobling kardangaksling (krysskardang og kulekardang) elementer med gummi (Centalink) 8.2 Skadetyper På koblinger vil i hovedsak følgende skadetyper kunne oppstå: slitasje sprekker løse/defekte bolteforbindelser Disse skadetypene er nærmere beskrevet i Tabell 8.1 og Tabell 8.2. Tabell 8.1 Koblinger Slitasje - Utmatting Mulige konsekvenser - Havari på kobling Tilstandskontrollmetoder - Visuell inspeksjon [C] - Synlige tegn til slitasje Tabell 8.2 Koblinger Sprekker - Utmatting Mulige konsekvenser - Følgeskader på andre komponenter Tilstandskontrollmetoder - Visuell inspeksjon [C] - Synlige tegn til sprekker

56 Koblinger 8.3 Tilstandskontrollmetoder Visuell inspeksjon Visuell inspeksjon av koblinger skal primært avdekke sår, skader og sprekker i overflaten. Avhengig av type og konstruksjon skal følgende punkter kontrolleres: skader på koblinger smøring av tetninger skadet/defekt eller løs/manglende bolteforbindelse Kriterier for karaktersetting er gitt i Tabell 8.3. Den visuelle inspeksjonen kan utvides til også å omfatte Kontroll av tiltrekkingsmoment. Tabell 8.3 Koblinger Visuell inspeksjon Karakter Kriterier for karaktersetting 1 Ingen synlige tegn til sprekker. Ingen slark. 2 Små sprekker rundt festehull på komposittskiver. Større sprekker i komposittskiver. 3 Synlige tegn til løse/defekte bolteforbindelser. Slitasje eller varmepåvirkning på gummi i koblinger. 4 Kraftige vibrasjoner under drift. Manglende bolter. 8.4 Tilstandskontrollprogram Tabell 8.4 Koblinger Tilstandskontrollprogram Tidsintervall Måling 1 år Visuell inspeksjon 1 år Kontroll av tiltrekkingsmoment

57 Dreiesystem 9 Dreiesystem (417.DDD.500) 9.1 Komponentbeskrivelse Dreiesystemets primære funksjon er å dreie maskinhusfundamentet (og dermed rotoren) i riktig posisjon i forhold til vindretningen etter hvert som vindretningen endres. Rotoren skal til enhver tid stå opp mot vinden slik at den kan utnytte den kinetiske energien i vinden best mulig, og dermed maksimalisere energiproduksjonen. Vindretningen måles av en vindfane som sitter bak på maskinhuset. Kontrollanlegget registrerer vindretningen, og kan på bakgrunn av dette bestemme optimal posisjon for rotoren. Dreiesystemet dreier hele maskinhuset ved hjelp av en tannkrans og en eller flere elektromotorer som styres av signal fra kontrollanlegget. Dreiesystemet har i tillegg følgende sekundære funksjoner: 1. Bidra til aktiv demping av dreiebevegelser. 2. Overføre gravitasjonskrefter og aerodynamiske krefter fra maskinhuset til tårnet. 3. Dreie maskinhuset til bestemte posisjoner for gjennomføring av vedlikehold. 4. Opptvinning av kabler. Fra generatoren i maskinhuset går det kraftkabler inne i tårnet og ned til transformatoren. Når maskinhuset dreier rundt i samme retning i lengre tid blir det for mye tvinn på disse kablene. Det sitter derfor en sensor i toppen av tårnet som registrerer hvor mange ganger kablene er tvunnet. Når kablene er tvinnet fire til fem ganger, vil vindturbinen stanse og dreie maskinhuset tilbake til nullposisjon før den startes opp igjen. Det er to prinsipielt ulike typer dreiesystem: Aktivt dreiesystem. er med aktivt dreiesystem har rotor plassert opp mot vinden (upwind), der det er motorer som holder rotor i riktig posisjon. Passivt dreiesysytem (free yaw). er med free yaw har rotor plassert med vinden (downwind), der det er aerodynamikken i selve rotoren som holder rotor i riktig posisjon. Dette finnes kun på de aller minste vindturbinene. Det er primært aktive dreiesystem som behandles i denne tilstandskontrollhåndboken, og det finnes to prinsipielt forskjellige typer aktive dreiesystemer: 1. Dreieelementet er en stålplate som maskinhuset hviler på med glideplater i mellom. Det er likeledes glideplater på en radiær flate og på undersiden av dreieplaten. Glideplatene er vanligvis av et plastmateriale, og systemet fettsmøres. Systemet har innebygd demping. Et dreiesystem av denne typen består vanligvis av et lager, tannhjulskrans, dreiemotorer, dreiegir og dreiebrems. En prinsippskisse er vist i Figur Dreieelementet er et 4-punkts kulelager, som fettsmøres. Lageret har liten friksjon, og det er derfor nødvendig med en aktiv dreiebrems som bremser maskinhuset når det ikke dreies

58 Dreiesystem Figur 9.1 Prinsippskisse av et dreiesystem (Illustrasjon: (DNV/Risø, 2002)) Et av problemene man har erfart med aktive dreiesystem er hurtig slitasje pga. kontinuerlige små bevegelser når dreiesystemet har forsøkt å innrette seg etter en stadig endring i vindretningen. For å redusere denne slitasjen er det vanlig å benytte et bremsesystem som holder maskinhuset i en bestemt posisjon så lenge endringene i vindretningen er innenfor gitte grenser. Når vindretningen endres ut over disse grensene, løsnes bremsene, og dreiemotorer benyttes for å dreie maskinhuset i riktig posisjon. Bremsesystemet kan være av/på eller alltid aktivt ved hjelp av friksjon. Dreiefeil Styring av dreiesystemet bestemmes ut fra dreiefeil, som er vinkeldifferansen mellom vindretningen og rotorens innretning. Når rotor ikke står i rett vinkel mot vinden, blir det bladet som er mest mot vinden utsatt for en større bøyekraft (moment) enn de andre bladene. Rotoren har derfor en tendens til å rette seg opp mot vinden av seg selv. Dette medfører også at bladene blir bøyd frem og tilbake for hver omdreining. Å kjøre med en slik dreiefeil medfører derfor at bladene blir utsatt for økte utmattelsesbelastninger. Grensene for hvor stor dreiefeil man kan tillate er derfor en avveining mellom slitasje på dreiesystemet og påkjenninger på bladene. Når rotor ikke står i rett vinkel mot vinden, medfører dette at det effektive rotorarealet blir redusert. Man kunne derfor også forvente at energiproduksjonen blir redusert. Det er imidlertid utført målinger på vindturbiner med dreiefeil, der variasjonene i vindturbinens avgitte effekt ikke følger en cosinus-kurve slik som man kunne forvente etter som rotorareal som projiseres på vindretningen reduseres. Effekten er nesten uendret fra 0 til ca. 30 graders dreiefeil. Det er derfor ikke først og fremst på grunn av energiproduksjonen at dreiefeilen skal holdes nede, men på grunn av belastningene på bladene. Ved store dreiefeil kan levetiden på bladene brukes opp på meget kort tid

59 Dreiesystem Eksempler på krefter som dreiesystemet utsettes for er: gravitasjonskrefter fra maskinhus og rotor (statiske) vindkrefter (dynamiske) Dreiemotor Dreiesystemet drives av elektriske tannhjulsgir-motorer med eller uten brems. Det er viktig at alle disse enhetene har omtrent samme belastning. Hvis det er en eller noen få som tar det meste av belastningen med å dreie maskinhuset, vil disse bli overbelastet og hurtig utslitt Dreiegir For å unngå gyro-effekter, er dreiehastigheten svært lav. For å oppnå dette er dreiemotorene koblet til et dreiegir. Dreiegiret består av et 2- eller 3-trinns utgående planetgir samt et etttrinns inngående statisk selvsperrende snekkegir. Det finnes flere ulike typer dreiegir, for eksempel: Sammenbygd kombinasjon av et 2-trinns planetgir og et 1-trinns statisk selvsperrende snekkegir som drives av en elektrisk motor uten bremse. Sammenbygd kombinasjon av et 3-trinns planetgir og et 1-trinns ikke-statisk selvsperrende snekkegir som drives av en elektrisk motor med bremse. Sammenbygd kombinasjon av et 3-trinns planetgir som drives av en elektrisk motor med bremse. Figur 9.2 Dreiegir på Vestas V52 på Mehuken (Foto: Østfold Energi)

60 Dreiesystem Dreiering (tannkrans) Dreieringen er boltet fast til tårnets topp. Maskinhuset hviler på dreieringen på glidesko laget i et plastmateriale. På dreieklørne (som vist til høyre i Figur 9.3) finnes glidesko som styrer maskinhuset radielt på dreieringen samt glidesko under dreieringen. En justerbar fjærpakke i dreiekloens nedre del forspennes slik at de roterende glideskoene gir press på den statiske glideplaten i aksial retning. Når aksiell og radiell klaring blir under et minstemål skal glideskoene skiftes ut. Figur 9.3 Dreiering på Vestas V52 på Mehuken (Foto: Østfold Energi) Dreielager Enkelte vindturbiner benytter 4-punkts kulelager med fortanning. Den ene ringen i lageret, med fortanning (tannkrans der tennene er vendt innover for bedre beskyttelse mot omgivelsene), er boltet til toppen av tårnet, mens den andre ringen er boltet til maskinhuset. (Der finnes også flere eksempler på utvendig fortanning på moderne vindturbiner. En fordel med dette er at det er mer plass slik at det kan benyttes flere dreiegir.) Drevene (gir og motor) sitter på maskinhuset. Her er det ingen ring med klør, friksjonsklosser e.l. for friksjon. Friksjon og krefter for å holde maskinhuset opp mot vinden er i selve drevene (normalt 4 6 stykker). Drevene kan være frekvensstyrte, slik at man får god kontroll med dreiekreftene. I tillegg er det mekanisk brems på hver dreiemotor slik at maskinhuset ikke dreier utilsiktet, og heller ikke når vindturbinen ikke har strømforsyning

61 Dreiesystem Enkelte vindturbiner har i tillegg en låsebolt som manuelt kan settes i og sikre mot uønsket dreining av maskinhuset. Som omtalt tidligere er det nødvendig med en aktiv brems på denne type dreiesystem. Bremsen på motorene er ikke tilstrekkelig. Turbulens vil forsøke å dreie maskinhuset, og disse bevegelsene skal tas opp i dreiegirene hvis det ikke er en aktiv brems. Dreiegirene tåler ikke disse belastningene, og vil bli slått i stykker hvis bremsen ikke fungerer. 9.2 Skadetyper På dreiesystemet vil i hovedsak følgende skadetyper kunne oppstå: slitasje på glideflater slitasje i tannkrans slitasje i lager sprekker i tannkrans brudd i tannkrans løse/defekte bolteforbindelser For skader på dreiegir og tannhjul vises det også til eget kapittel om Gir. Disse skadetypene er nærmere beskrevet i Tabell 9.1 Tabell 9.3. Tabell 9.1 Dreiesystem Slitasje i tannkrans, slitasje i lager - Mangelfull smøring - Partikler i smøringen - Feil innstilt klaring - Dreiebrems fungerer ikke Mulige konsekvenser - Økt fare for tannbrudd Tilstandskontrollmetoder - Visuell inspeksjon [A] - Maler for tann-form [A] - Måling av klaring i glideflater/lager [B] - Synlige tegn på slitasje som riper, groper osv. Tabell 9.2 Dreiesystem Sprekker i tannkrans - Materialtretthet Mulige konsekvenser - Tannbrudd Tilstandskontrollmetoder - Visuell inspeksjon [A] - Synlige tegn til sprekker

62 Dreiesystem Tabell 9.3 Dreiesystem Brudd i tannkrans - Materialtretthet Mulige konsekvenser - Driftsstans - Skader på andre komponenter Tilstandskontrollmetoder - Visuell inspeksjon [A] - Synlige tegn til brudd 9.3 Tilstandskontrollmetoder Visuell inspeksjon Visuell inspeksjon av dreiesystem skal primært avdekke eventuell slitasje (riper, groper), sprekker eller formavvik i glideflater og tenner. Avhengig av type og konstruksjon skal følgende punkter kontrolleres: unormale lyder eller unormale vibrasjoner 11 slitasje i dreiemotor, dreiegir og dreiekrans ujevnheter eller sprekker i bremsering lekkasje eller sprekker i bremsekalipter bremsebelegg i dreiebrems smøring på glideklo, glidesko og dreiekrans skadet/defekt eller løs/manglende bolteforbindelse posisjonsindikator viser riktig verdi i forhold til maskinhusets posisjon kabeltvinningsbryter ikke for mye opptvinning av kraftkabler oljenivå i dreiegir oljelekkasje, spesielt ved lagertetninger Slitasje forekommer først og fremst på tannkrans, glideflater og i andre bevegelige deler i dreiesystemet som planetgir i dreiegiret. Slitasje på glideflatene påvises visuelt eller ved å måle aksielle og radielle klaringer. Slitasje på tannkransen kan ses visuelt eller ved å benytte maler for tann-formen for å detektere avvik. Den visuelle inspeksjonen kan utvides til også å omfatte måling av strømforbruk på dreiemotorene med amperemeter. Det må ikke være for stort avvik (> 30 %) mellom strømforbruket på de enkelte motorene. Kriterier for karaktersetting er gitt i Tabell 9.4. Den visuelle inspeksjonen kan utvides til også å omfatte Kontroll av tiltrekkingsmoment og Måling av aksial- og radialklaring. 11 Kontroll av unormale lyder eller unormale vibrasjoner må gjøres under drift

63 Dreiesystem Tabell 9.4 Dreiesystem Visuell inspeksjon Karakter Kriterier for karaktersetting 1 Ingen synlige tegn til slitasje. Glatt og blank overflate. 2 Korrosjon på glideflatene. Mindre partier av glideflatene er ripet. Større partier av glideflatene er ripet. Noen få, defekte bolteforbindelser. 3 Enkelttann har formavvik eller viser tegn til slitasje. > 30 % avvik mellom strømforbruk i dreiemotorer. Større partier av glideflatene er ripet. Flere defekte bolteforbindelser. 4 Sprekker i tann. Tannbrudd Måling av aksial- og radialklaring Både den aksielle og radielle klaringen måles. Kriterier for karaktersetting ved måling av aksial- og radialklaring er gitt i Tabell 9.5. Tabell 9.5 Dreiesystem Måling av aksial- og radialklaring Karakter Kriterier for karaktersetting 1 Hvor store avvik som kan aksepteres vil variere for ulike vindturbiner. 2 Det refereres derfor til leverandørens spesifikasjon av grenseverdier for hva 3 som er akseptabelt NDT-kontroll av tannkrans Kriterier for karaktersetting er gitt i Tabell 9.6. Karaktersettingen vil være basert på en skjønnsmessig helhetsvurdering av måleresultatene. Tabell 9.6 Dreiesystem NDT-kontroll Karakter Kriterier for karaktersetting 1 Ingen utslag på NDT-kontroll 2 Begrenset utslag på NDT-kontroll 3 Betydelig utslag på NDT-kontroll 4 Kritisk utslag på NDT-kontroll

64 Dreiesystem Maskinovervåking Ved hjelp av maskinovervåkning kan følgende parametre/tilstander i dreiesystemet overvåkes: dreievinkel dreiefeil dreiehastighet oljetemperatur oljenivå Tabell 9.7 Dreiesystem Maskinovervåkning Karakter Kriterier for karaktersetting 1 Ingen varsel eller alarm 2-3 Varsel fra kontrollanlegget 4 Alarm fra kontrollanlegget 9.4 Tilstandskontrollprogram Tabell 9.8 Dreiesystem Tilstandskontrollprogram Tidsintervall Måling 6 mnd Visuell inspeksjon 6 mnd Kontroll av tiltrekkingsmoment 1 år Måling av aksial- og radial-klaring Ved mistanke om sprekker NDT-kontroll 5 år Oljeskift

65 Rotorbrems 10 Rotorbrems (417.DDD.600) 10.1 Komponentbeskrivelse For vindturbiner med en fail-safe, pitch-regulert rotor er rotorbremsens primære funksjon å være parkeringsbrems etter at rotoren har stanset opp. Parkeringsbremsen benyttes for å stanse pendlinger ved stillstand, eller for å sikre at rotoren ikke beveger seg ved arbeid i vindturbinen. For en stallregulert vindturbin er rotorbremsens primære funksjon å bidra til å bremse opp og stanse vindturbinens roterende deler når vindturbinen skal stanses. På mindre vindturbiner, der energien i rotoren ikke er så stor, er rotorbremsens sekundære funksjon å være backup for vindturbinens aerodynamiske hovedbrems. Når bladene dreies 90 grader, gir ikke vinden noe rotasjonsmoment på rotoren, og rotasjonshastigheten reduseres. Samtidig med at bladene blir pitchet i stopp-posisjon, blir også rotorbremsen koblet inn som en sekundærbrems som bidrar til å bremse opp og stanse vindturbinens roterende deler. Dette gjelder spesielt ved nødstopp. På store vindturbiner er ikke rotorbremsen dimensjonert til å ta opp energien fra å bremse ned en rotor i rotasjon, og rotorbremsen er derfor kun en parkeringsbrems. På større vindturbiner består en rotorbrems normalt av et bremsekalipter med bremseklosser, en bremseskive, og bolter. For vindturbiner med elektrisk pitch-system har rotorbremsen et eget hydraulikksystem for å betjene bremsen. Dette hydraulikksystemet består av et hydraulikkaggregat, filter, slanger, ikke-returnventil, magnetventil, motor, microbryter, overløpsventil, trykkbryter, akkumulator og olje. For vindturbiner med hydraulisk pitch-system, hentes oljetrykket fra et felles hydraulikkaggregat. Rotorbremsen kan være plassert både på lav- og høyhastighetssiden av giret, og i enkelte tilfeller også på baksiden av generatoren. Bremser på lavhastighetssiden må kunne motstå et mye høyere moment enn på høyhastighetssiden, og blir derfor en mye kraftigere konstruksjon. Rotorbrems på lavhastighetssiden finnes derfor på mindre vindturbiner opp til ca. 600 kw, samt på direktedrevne vindturbiner. Rotorbremsen på høyhastighetssiden må bremse rotoren gjennom giret, noe som kan medføre økt slitasje i giret. Ved en feil i selve giret vil en slik rotorbrems heller ikke være i stand til å bremse selve rotoren. Rotorbremsen er ofte passiv, eller negativt virkende. Dette innebærer at oljetrykket holder en kraftig fjær spent, og holder dermed også bremseklossene bort fra bremseskiven. Når oljetrykket reduseres, presser fjæren bremseklossene mot bremseskiven. Alternativet er en aktiv rotorbrems der et økende oljetrykk presser bremseklossene mot bremseskiven. Enkelte vindturbiner med passiv rotorbrems er konstruert slik at man kan velge mellom et lavt bremsetrykk og et høyt bremsetrykk. Ved et lavt bremsetrykk bremses vindturbinen mykt ved at noe av oljetrykket holdes oppe, mens ved et høyt bremsetrykk bremses vindturbinen hardt ved at oljetrykket reduseres helt. Dette benyttes kun ved kritiske feilsituasjoner der det er viktig med hurtig nedbremsing (nødstopp)

66 Rotorbrems Figur 10.1 Rotorbrems (Foto: Skadetyper På rotorbremsen vil i hovedsak følgende skadetyper kunne oppstå: unormal slitasje på bremsebelegg oljelekkasje hydraulikkpumpe starter for ofte hydraulikkpumpetid for lang bremsetid for lang pressostatfeil bremsefeil brekkasje i bremseskive løse/defekte bolteforbindelser Disse skadetypene er nærmere beskrevet i Tabell 10.1 Tabell Tabell 10.1 Rotorbrems Unormal slitasje på bremsebelegg - Defekt microbryter - Defekt sikring - Løse forbindelser - Bremsen løfter ikke korrekt - Utilstrekkelig oljetrykk - Feiljustering - Hyppige feil på vindturbinen, med påfølgende nødstopp Mulige konsekvenser - Tilstandskontrollmetoder - Visuell inspeksjon [A] - Synlige tegn til slitasje

67 Rotorbrems Tabell 10.2 Rotorbrems Oljelekkasje - Defekt pakning Mulige konsekvenser - Tilstandskontrollmetoder - Visuell inspeksjon [A] - Synlige tegn til oljelekkasje Tabell 10.3 Rotorbrems Hydraulikkpumpe starter for ofte - For lavt oljenivå - Defekt pakning - Defekt magnetventil - Defekt bremsekalipter - Styringsfeil - Feil innstillinger Mulige konsekvenser - Varm hydraulikkolje Tilstandskontrollmetoder - Maskinovervåkning [C] - Varsel fra kontrollanlegg Tabell 10.4 Rotorbrems Hydraulikkpumpetid for lang - For lavt oljenivå - Defekt pakning - Defekt magnetventil - Defekt pumpe - Feil innstillinger Mulige konsekvenser - Varm hydraulikkolje Tilstandskontrollmetoder - Maskinovervåkning [C] - Varsel fra kontrollanlegg Tabell 10.5 Rotorbrems Bremsetid for lang - For stort luftgap - Defekt magnetventil - Defekt bremseskive - Defekt bremsekloss - Defekt bremsekalipter - Feil justert ventil Mulige konsekvenser - Tilstandskontrollmetoder - Maskinovervåkning [C] - Varsel fra kontrollanlegg

68 Rotorbrems Tabell 10.6 Rotorbrems Pressostatfeil - Defekt sikring - Defekt pressostat - Defekt magnetventil - Defekt microbryter - Løse forbindelser Mulige konsekvenser - Tilstandskontrollmetoder - Funksjonskontroll [A] - Tabell 10.7 Rotorbrems Bremsefeil - Defekt pressostat - Defekt magnetventil - Defekt microbryter - Defekt sikring - Løse forbindelser Mulige konsekvenser - Tilstandskontrollmetoder - Visuell inspeksjon [A] - Defekte deler Tabell 10.8 Rotorbrems Brekkasje i bremseskive - Varmgang (store bremsekrefter) - Slitte bremseskiver - Skade på bremseklosser - Dårlig materialkvalitet i bremseskiven Mulige konsekvenser - Tunge deler slynges ut og gir følgeskader Tilstandskontrollmetoder - Visuell inspeksjon [A] - Synlige tegn til skade (avbrekte biter)

69 Rotorbrems 10.3 Tilstandskontrollmetoder Visuell inspeksjon Visuell inspeksjon av rotorbrems skal primært avdekke slitasje og skader. Avhengig av type og konstruksjon skal følgende punkter kontrolleres: tykkelse på bremsebelegg på bremseklosser korrosjon, slitasje, riller, sprekker osv. på bremseskive klaring (luftgap) mellom bremseskive og bremsebelegg oljelekkasje ved stempelpakninger på bremsekalipter skadet/defekt eller løs/manglende bolteforbindelse skader på gummimansjetter forspenning av fjærer Kriterier for karaktersetting er gitt i Tabell Den visuelle inspeksjonen kan utvides til også å omfatte Kontroll av tiltrekkingsmoment. Tabell 10.9 Rotorbrems Visuell inspeksjon Karakter Kriterier for karaktersetting 1 Ingen synlige tegn til skader 2 Normal slitasje 3 Slitte bremsebelegg. Skadet bremseskive. Oljelekkasje. 4 Svært slitte bremsebelegg. Defekt bremseskive Funksjonskontroll Følgende komponenters tilstand kan ikke observeres ved hjelp av visuell inspeksjon, og de har derfor behov for funksjonskontroll: pressostat akkumulatorer overtrykksventiler trykkreduseringsventiler magnetventiler Kriterier for karaktersetting er gitt i Tabell Tabell Rotorbrems Funksjonskontroll Karakter Kriterier for karaktersetting 1 Alle funksjoner oppfylt En eller flere funksjoner ikke oppfylt

70 Rotorbrems Oljeanalyse For vindturbiner med elektrisk pitch-system har rotorbremsen et eget hydraulikkaggregat, der det er aktuelt å ta oljeprøver. Kriterier for karaktersetting er gitt i Tabell under Hydraulikkaggregat Maskinovervåking Ved hjelp av maskinovervåkning kan følgende parametre/tilstander i rotorbrems overvåkes: start/stopp av hydraulikkpumpe hydraulikkpumpetid bremsetid Tabell Rotorbrems Maskinovervåkning Karakter Kriterier for karaktersetting 1 Ingen varsel eller alarm 2-3 Varsel fra kontrollanlegget 4 Alarm fra kontrollanlegget 10.4 Tilstandskontrollprogram Tabell Rotorbrems Tilstandskontrollprogram Tidsintervall Måling 6 mnd Visuell inspeksjon 6 mnd Kontroll av tiltrekkingsmoment 6 mnd Funksjonskontroll 6 mnd Oljeanalyse

71 Hydraulikkaggregat 11 Hydraulikkaggregat (417.DDD.700) 11.1 Komponentbeskrivelse Hydraulikkaggregatets primære funksjon er å sørge for riktig oljetrykk og tilstrekkelig oljemengde for å kunne drive de hydrauliske systemene i vindturbinen. De systemene det her er snakk om er først og fremst pitch-system og rotorbrems. Enkelte vindturbiner har også andre systemer som drives/reguleres hydraulisk, f.eks. dreiesystem. I et hydraulisk system blir krefter overført og kontrollert ved hjelp av en væske under trykk i et lukket kretsløp. Hydraulikkaggregatets hoveddeler er derfor som regel oljepumpe, oljetank, akkumulator(er), filter, pressostater, styreventiler, sikkerhetsventiler og proporsjonalventil(er). Hydraulikkaggregatet kan ha eget utstyr for styring av trykk osv., men det er også vanlig at all styring foregår i vindturbinens kontrollanlegg. Det benyttes standard industrihydraulikk-komponenter. Akkumulatoren(e) er av typen blære- eller stempel-akkumulator med nitrogen i blæra eller over stempelet. Denne har et fast forladetrykk, og sørger for energireserve tilstrekkelig til å kunne stoppe vindturbinen. Olje og nitrogen kommer ikke i berøring med hverandre. Normalt skal det ikke være behov for etterfylling av nitrogen. Dette kan imidlertid forekomme, og man må derfor kontrollere at oljenivået og trykket i akkumulatoren er riktig, og innenfor de oppsatte grenser. Figur 11.1 Ulike akkumulatorprinsipper (Illustrasjon: Håndbok Turbinregulator)

72 Hydraulikkaggregat Hydraulikkoljen er blodet i et oljehydraulisk system. Oljen har følgende oppgaver i systemet: overføre hydraulisk effekt fra pumpen til servomotoren / sylinderen smøre alle bevegelige deler beskytte komponentene mot korrosjon og oksydasjon fjerne skitt, partikler, vann, luft o.l. fra systemet fjerne varmen som genereres ved struping og friksjon Hydraulikkoljen som brukes er ofte mineraloljer hvor egenskapene tilfredsstiller kravene til hydraulikkanlegget inklusive nødvendige ventiler osv. Riktig oljetype er bestemt av leverandør/oljeleverandør, og bør ikke fravikes uten etter deres anbefaling. Ren olje er viktigste faktor for å unngå slitasje og driftsproblemer i et hydraulikkanlegg. Det er derfor viktig at man fjerner partikler ved filtrering, og holder oljen fri for vann. Høytrykksanlegg skal alltid ha et trykkfilter montert foran servoventilen. Trykkfiltret skal ikke ha forbislippings (by-pass) ventil og absolutt filterfinhet skal være 10 μm eller mindre. Det er viktig å benytte trykkfilter av god kvalitet siden trykkpulsasjonene slår hull i dårlige filter. Trykkfiltrene skal ha en trykkindikator som indikerer når filteret er fullt og må skiftes. I tillegg kan det med fordel være en separat filterkrets med større filterfinhet. Ny olje inneholder ofte mye partikler. Påfylling av ny olje skal derfor foregå gjennom en filtreringskrets med et filter som har en filterfinhet som er mindre eller lik anleggets fineste filter. I enkelte anlegg hvor det samles mye vann på grunn av kondens o.l. blir det brukt egne vannutskillere som fjerner vannet fra oljen. NB! Akkumulatorene inneholder olje under trykk selv om anlegget er stoppet. Trykkoljeanlegget må derfor trykkavlastes før man starter ev. demontasje. Hvis hydraulikkaggregatet også har en funksjon ved bremsing av rotoren, er det viktig at det fungerer selv om nettet faller ut. Eksterne påkjenninger som kan påvirke hydraulikkanlegget er salt og andre korrosive substanser, støv, fuktighet, elektriske og magnetiske felter, samt vibrasjoner Skadetyper På hydraulikkaggregat vil i hovedsak følgende skadetyper kunne oppstå: slitasje sprekker uren olje vann i oljen luft i oljen oljelekkasje Disse skadetypene er nærmere beskrevet i Tabell 11.1 Tabell

73 Hydraulikkaggregat Tabell 11.1 Hydraulikkaggregat Slitasje - Abrasjon pga. sand og støv - Urenheter i oljen - Korrosjon - Luft i oljen - Vibrasjoner - Feil oljetype Mulige konsekvenser - Ujevnt oljetrykk - Dårlig reguleringsevne (oljemengde / oljetrykk er ikke tilstrekkelig til å ivareta sikker regulering) - Skjæring/riving i mekaniske komponenter - Fastkiling, brudd osv. i ventiler i overvåkingssystem - Havari av ventiler, pumpe osv. - Oljelekkasje Tilstandskontrollmetoder - Visuell inspeksjon [A] - Oljeanalyse [A] - Observere oljetrykket ved stillstand av hydraulikkaggregatet, ved regulering, samt ved start og stopp [B] - Synlige tegn til slitasje, som f.eks. riper, groper osv. - Urenheter i oljen (f.eks. økt jerninnhold) - Svekket reguleringsevne (pitch-tester o.l.) - Problem med å levere nok olje til regulatorens reguleringsbehov - Ujevnt og variabelt oljetrykk - Lekkasje i ventiler, pumper osv. - Føre oljeregnskap Tabell 11.2 Hydraulikkaggregat Sprekker - Materialtretthet - Vekslende mekaniske påkjenninger over lang tid Mulige konsekvenser - Brudd på pumpeaksling - Oljelekkasje - Manglende/redusert oljetrykk - Redusert (ev. fullstendig bortfall av) reguleringsevne Tilstandskontrollmetoder - Visuell inspeksjon [A] - Synlige tegn til sprekker

74 Hydraulikkaggregat Tabell 11.3 Hydraulikkaggregat Uren olje - Mekaniske slitasjepartikler fra komponentene som forurenser oljen - Urenheter som tilføres anlegget utenfra - Påfylling av uren olje - For varm olje - Koksing av oljen - Dårlig smøring som forårsaker slitasje - Dårlig filtrering (tette filter) - Bakterievekst - Mangelfull rengjøring av rørsystem Mulige konsekvenser - Sleider og hydraulisk utstyr fungerer ikke - Fastkiling, brudd, havari osv. - Dårlig regulering, og pendlinger - Tette filter Tilstandskontrollmetoder - Visuell inspeksjon [A] - Oljeanalyse [A] - Funksjonskontroll [C] - Synlige tegn til slark og slitasje - Slitasjemerker på utstyret - Misfarget olje (svart) - Partikler i oljen - Vann i oljen - Dårlig regulering, og pendlinger - Vanskelig å fase inn Ren olje er en forutsetning for at hydraulikkanlegget inkl. reguleringsutstyr skal fungere korrekt. Et anlegg med ren olje av god kvalitet vil være bortimot uslitelig. Kjøres derimot anlegget med uren olje, vil metalliske partikler, vann og syrerester i oljen raskt kunne slite ned anlegget. Det er et dårlig tegn når oljen lukter ille og er svart som bek. Høytrykksanlegg stiller høyere krav til oljens renhet enn lavtrykksanlegg, og i vindturbiner benyttes utelukkende høytrykksanlegg. Tabell 11.4 Hydraulikkaggregat Vann i oljen - Lekkasje fra oljekjøler - Lekkasje/kondens/fuktighet fra omgivelser Mulige konsekvenser - Korrosjon - Degradering av oljen - Økt slitasje på ventiler, pumper og andre komponenter i oljesystemet - Skjæring/riving i mekaniske komponenter - Fastkiling, brudd osv. i ventiler i overvåkingssystem Tilstandskontrollmetoder - Visuell inspeksjon [A] - Oljeanalyse [A] - Synlige tegn til slitasje - Misfarget olje (melkefarget)

75 Hydraulikkaggregat Tabell 11.5 Hydraulikkaggregat Luft i oljen - Mekanisk slitasje i oljepumper som forårsaker at pumpene suger falsk luft - For lavt oljenivå - Lekkasje i oljepumper, røropplegg med filter, osv. - Feil plassering av avløpsrør i oljekassen - Feil oljetype Mulige konsekvenser - Dårlig regulering, og pendlinger - Havari, sleider og hydraulisk utstyr fungerer ikke - Oksydering av oljen - Økt erosjon i sleider osv. - Bakterievekst i oljen Tilstandskontrollmetoder - Visuell inspeksjon av oljens farge [B] - Kontroll av oljenivå [A] - Oljeanalyse [C] - Tetthetskontroll av røropplegg [A] - Kontroll av oljepumper og røropplegg med filter [B] - Skumdannelse - Synlige tegn til ustabile svingninger - Misfarget olje - Koksing av oljen - Lekkasje i rør, filter osv. som gir mulighet for pumpene å suge luft - Dårlig regulering, og pendlinger - Vanskelig å fase inn - Ukontrollerte lukketider og reguleringshastigheter - Unormale lyder i de hydrauliske komponenter - Unormale lyder i pumpene Hvis det dannes mye skum i oljekassen, må man være på vakt. Dette kan bety at det suges luft inn i oljen, f.eks. ved at oljenivået har blitt for lavt eller at sugeledningen lekker. Luft i oljen kan medføre at regulatorens funksjonsevne blir totalt forandret. Lukketiden og reguleringshastigheten kan bli drastisk forkortet slik at et lastavslag kan forårsake f.eks. bladskader. Tabell 11.6 Hydraulikkaggregat Oljelekkasje - Defekt pakning - Defekt rør/slange - Defekt kobling Mulige konsekvenser - Manglende/redusert oljetrykk - Redusert (ev. fullstendig bortfall av) reguleringsevne Tilstandskontrollmetoder - Visuell inspeksjon [A] - Synlige tegn til oljelekkasje

76 Hydraulikkaggregat 11.3 Tilstandskontrollmetoder Visuell inspeksjon Visuell inspeksjon av hydraulikkaggregat skal primært avdekke lekkasje, slitasje og sprekkvekst. Avhengig av type og konstruksjon skal følgende punkter kontrolleres: oljenivå oljefilter oljekjøler trykk i bremsesystem / bremseakkumulator bremsetrykkventil overtrykksventil pressostat bremseakkumulator luftfilter Den visuelle inspeksjonen kan utvides til også å omfatte Funksjonskontroll og Oljeprøve. Kriterier for karaktersetting er gitt i Tabell Tabell 11.7 Hydraulikkaggregat Visuell inspeksjon Karakter Kriterier for karaktersetting 1 Ingen eller ubetydelige tegn til slitasje/skader/lekkasje 2 Noen tegn til slitasje/skader/lekkasje/svetting 3 Utbredt slitasje/skade/lekkasje 4 Svært alvorlig slitasje/skade/lekkasje Funksjonskontroll Følgende komponenters tilstand kan ikke observeres ved hjelp av visuell inspeksjon, og de har derfor behov for funksjonskontroll: pressostat akkumulatorer overtrykksventiler trykkreduseringsventiler magnetventiler proporsjonalventiler forladning på akkumulatorer

77 Hydraulikkaggregat Med jevne intervaller må man utføre funksjonsprøver med det oljehydrauliske systemet/anlegget. Man bør i hovedsak kontrollere/prøve følgende: start/stoppfunksjonen til oljepumpe(ne) vekselvis kjøring av hoved/reserve oljepumpe (hvis det finnes) signalene for oljetemperatur, trykkvakter og nivåvakter på akkumulator signaler for nivåvakter i oljekasse avlastningsventilenes funksjon, og trykkdifferansen ved olje til akkumulator eller til oljekassen sikkerhetsventilens funksjon, trykket som sikkerhetsventilen trer i funksjon på, og ventilens tetthet tilbakeslagsventilenes funksjon vurdere oljepumpenes kapasitet ved å observere nivåendringen i oljekasse og akkumulator ved oppstart av anlegget Kriterier for karaktersetting er gitt i Tabell Tabell 11.8 Hydraulikkaggregat Funksjonskontroll Karakter Kriterier for karaktersetting 1 Ingen avvik Ubetydelige avvik som ikke innvirker på hydraulikkaggregatets funksjon. 2 Små ubetydelige oljelekkasje, svetting i koblinger. Avvik som kan innvirke på hydraulikkaggregatets funksjon. 3 Lekkasje av en viss betydning. Avvik som direkte innvirker på hydraulikkaggregatets funksjon. 4 Lekkasje av betydning for oljenivå, trykk osv Kontroll av olje og oljeanalyse Visuell inspeksjon av oljen utføres ved å observere følgende: Oljens farge - Svart olje indikerer beking av oljen - Melkefarget olje indikerer stort vanninnhold Oljens lukt - Sur, stikkende lukt indikerer kjemisk nedbryting Luftkonsentrasjonen i oljen - Vises som grå olje / skumming i oljetanken Begge deler forsvinner etter en tid når anlegget står i ro Oljens innhold av urenheter som vannperler, partikler osv. - Inspisere filter Med ½ års intervall taes det oljeprøver for analyse av oljens tilstand. Driftspersonalet henter ut oljeprøver for analyse, man selve analysen vil som regel bli utført i et utenforstående laboratorium

78 Hydraulikkaggregat For at oljeanalysen skal gi et så godt bilde av det hydrauliske systems tilstand som mulig, må oljeprøven inneholde et representativt utvalg av de partiklene som sirkulerer i systemet. Oljeprøver skal derfor utføres på følgende måte: Prøven bør, om mulig, tas mens anlegget er i normal drift og oljen har vanlig driftstemperatur. Prøvene tas under tilnærmet samme driftsbetingelser hver gang. Prøvene skal hentes ut på samme sted i systemet hver gang fordi ulike deler av oljesystemet kan ha forskjellige partikkelkonsentrasjoner (f.eks. før og etter et filter). Prøveflaskene skal være av en type som analyselaboratoriet har anbefalt, og må på forhånd være godt rengjort (analyselaboratoriene kan levere rene prøveflasker). Ved oljeprøver fra tank skal prøven tas ved ca. ½ tankdybde. Det kan benyttes spesielt prøvetakingsutstyr hvor oljen suges opp ved hjelp av en slange. Alternativt kan prøveflaske med lokk dykkes ned i tanken og lokket fjernes så flasken fylles ved ½ tankdybde. Prøveflaskene skal merkes med: - Anlegg - Prøvested - Dato - Oljetype Tas prøvene når utstyret har stått i ro over en lengre periode, er ikke prøven representativ for partikkelinnholdet i den sirkulerende oljen under drift. Standard analyse av oljen bør inneholde: Partikkelforurensningen i oljen For manuelle (visuelle) målinger benyttes ISO 4407:2002 Hydraulic fluid power -- Fluid contamination -- Determination of particulate contamination by the counting method using an optical microscope, som benytter partikkelstørrelsene 2 µm, 5 µm og 15 µm. For automatiske målinger benyttes ISO 4406:1999 Hydraulic fluid power -- Fluids -- Method for coding the level of contamination by solid particles, som benytter partikkelstørrelsene 4 µm, 6 µm og 14 µm. Grunnen til at det benyttes forskjellige partikkelstørrelser, er fordi automatiske målinger gjøres i en strømmende olje, og der partiklene kan sees fra ulike sider. F.eks. vil noen flate partikler sees fra den flate siden, og noen vil sees fra kanten. I en manuell måling er partiklene filtrert på en filterskive der alle partiklene vil ligge flatt ned og sees i deres største utbredelse. Tidligere ble NAS-standarden benyttet, men ISO er en nyere standard som bedre dekker mindre partikler. ISO-klasse angis med 2 eller 3 siffer, som angir antall partikler som er større enn hhv. 5 µm og 15 µm, og 2 µm, 5 µm og 15 µm. ISO kl. 16/13 sier at mellom partikler er større enn 5 µm og at mellom partikler er større enn 15 µm per ml olje. ISO kl. 18/16/13 (tilsvarer NAS kl. 6) sier i tillegg at mellom partikler er større enn 2 µm per ml olje (se Tabell 11.9). Høytrykksanlegg bør ha en renhet som minst tilsvarer ISO kl. 16/13 (eller NAS kl. 7)

79 Hydraulikkaggregat Tabell 11.9 Klasseinndeling (antall partikler per ml) iht. ISO 4407:2002 Klasse Antall partikler per ml Mer enn Opp til og med , ,3 2,5 7 0,64 1,3 6 0,32 0,64 Vanninnhold i oljen Oljeleverandøren oppgir hvor mye vann som oljen klarer å absorbere uten at det går utover smøreevnen og korrosjonsbeskyttelse. For en vanlig mineralolje kan maksimalt tillatt vanninnhold være 0,1 %. Ved mistanke om dårlig oljekvalitet kan det være aktuelt å få undersøkt: viskositet (fallende viskositet indikerer at oljen begynner å bli mekanisk utslitt ) syretall (økt syretall viser at oljen er i ferd med å bli kjemisk nedbrutt) ferrometri eller spektrometri (viser mengde og type av slitasjepartikler) biologisk analyse (benyttes ved mistanke om bakterievekst i oljen) Kriterier for karaktersetting er gitt i Tabell Tabell Hydraulikkaggregat Oljeanalyse Karakter Kriterier for karaktersetting 1 Ingen tegn til forurensninger Ubetydelige forurensninger av oljen som ikke innvirker på 2 hydraulikkaggregatets funksjon. Ikke vann i oljen. Under ISO 16/13. Forurensninger av oljen som kan innvirke på hydraulikkaggregatets funksjon, og som kan være årsak til slitasje i regulatorens system. 3 Ubetydelige spor av vann i oljen. Redusert mengde additiver (der det er relevant). Forurensninger som direkte innvirker på hydraulikkaggregatets funksjon, og 4 som vil gi slitasje i regulatorsystemet. Vann i oljen. Oppbrukte additiver (oljen fungerer ikke som den skal lengre)

80 Hydraulikkaggregat Kontroll av forladetrykk Forladetrykket kan sjekkes ved først å stenge samtlige akkumulatorer. Deretter slippes oljen sakte ut av en og en akkumulator mens man måler trykket. Trykket man observerer like før akkumulatoren er tom tilsvarer gassens forladningstrykk (trykket vil falle brått idet akkumulatoren tømmes). Ved lavt forladetrykk må nitrogen etterfylles. Hvis man må etterfylle nitrogen, må det gjøres i henhold til egen prosedyre. Mangler forladetrykk helt, indikerer det at blære/- stempelpakning er skadet/defekt og må skiftes. Det er ingen mellomtilstander. Tabell Hydraulikkaggregat Kontroll av forladetrykk Karakter Kriterier for karaktersetting 1 Forladetrykk innenfor toleransegrenser Forladetrykk under anbefalt refyllingsgrense, ev. intet forladetrykk Maskinovervåking Ved hjelp av maskinovervåkning kan følgende parametre/tilstander i hydraulikkaggregatet overvåkes: oljetemperatur oljenivå oljetrykk start/stopp av oljepumpe pumpetid Tabell Hydraulikkaggregat Maskinovervåkning Karakter Kriterier for karaktersetting 1 Ingen varsel eller alarm 2-3 Varsel fra kontrollanlegget 4 Alarm fra kontrollanlegget 11.4 Tilstandskontrollprogram Tabell Hydraulikkaggregat Tilstandskontrollprogram Tidsintervall Måling 6 mnd Visuell inspeksjon 6 mnd Funksjonskontroll 1) 6 mnd Oljeanalyse 6 mnd Kontroll av forladetrykk 1 år Kapasitetsmåling av oljepumper (kan eventuelt foretas indirekte via programmerte tester i turbinstyringen) 1) Viktig at intervallene ikke er for lange, spesielt der det er hydraulisk pitch-system

81 Gir 12 Gir (418.DDD) 12.1 Komponentbeskrivelse Girets primære funksjon er å omforme rotasjonshastigheten (og momentet) for en aksling (rotorens lave turtall/omdreiningshastighet) til rotasjonshastigheten for en annen aksling (generatorens høye turtall/omdreiningshastighet). I de tilfeller hvor det ikke benyttes en hovedaksling, men hvor navet er montert direkte på girets langsomme aksling, vil giret også ha en sekundær funksjon i det å ta opp aksielle krefter. Såfremt det finnes en hovedaksling med ett eller to hovedlager, vil det imidlertid være hovedlageret som tar opp de aksielle kreftene. Gir i vindturbiner karakteriseres av lavt turtall og høyt dreiemoment. Rotasjonshastigheten til rotor varierer i området omdreininger per minutt avhengig av ytelse, mens rotasjonshastigheten for rotoren i generatoren ofte er 1500 omdreininger per minutt. Dette medfører at omsetningsforholdet i giret er fra 1:50 (500 kw) og oppover til nærmere 1:100 (> 2 MW). Pga. det høye omsetningsforholdet benyttes et totrinns gir med lavhastighets-, mellomhastighets- og høyhastighets aksling på parallellakselgir. Giret er ofte en sammenbygd kombinasjon av et planetgir og ett eller to parallellakselgir, men rene planetgir og rene parallellakselgir forekommer også. Planetgir veier mindre enn parallellakselgir, men har en mer kompleks oppbygning, og er derfor noe mer kostbare. Figur 12.1 Prinsippskisse av et gir med planettrinn og to parallellakseltrinn (Illustrasjon: Danmarks Vindmølleforening)

82 Gir Gir består normalt av en kasse, akslinger, tannhjul, lager, tetninger og giroppheng, samt giroljesystem, filtersystem og kjølesystem som består av temperatursensorer, oljevarmer, overtrykksventil, slanger, pumpe og slepering. Giret er montert på akslingen med et krympeelement, og det er festet til maskinhusfundament via et giroppheng som består av to momentarmer med svingningsdempende gummiforinger eller fjærpakker, og bolteforbindelser. Figur 12.2 Prinsippskisse av et gir med planettrinn og to parallellakseltrinn (Illustrasjon: NEG Micon / Vestas) Tetningens primære funksjon er å forhindre lekkasje av smøremiddel. Tetningens sekundære funksjon er å forhindre at forurensninger trenger inn i smøremiddelet. Smøremiddelets primære funksjon er å sørge for en film av smøremiddel mellom bevegelige deler som forhindrer kontakt metall mot metall. Dette bidrar til å redusere friksjon, slitasje og ulyder. Koblingen mellom giret og generatoren er vanligvis en universalkobling med to fleksible elementer. På mindre vindturbiner er det ofte benyttet en kardangaksel. Oljens primære funksjon er å forhindre at det blir kontakt metall mot metall ved at det alltid er en oljefilm mellom metallflatene. Oljens sekundære funksjon er å transportere vekk varmen som oppstår ved kontaktflatene. I enkelte vindturbiner benyttes bio-olje. De tribologiske egenskapene er gode, men oljen er mer hygroskopisk, noe som øker sannsynligheten for korrosjonsproblemer

83 Gir For å opprettholde gode smøreegenskaper er det viktig at oljenivået er korrekt (ikke for lite, men heller ikke for mye), og at oljekvaliteten (dvs. oljens evne til å smøre) er tilfredsstillende. Giret er som oftest utstyrt med eget/egne system(er) for kjøling og filtrering av giroljen. Dette kan også fungere som trykksmøring av for eksempel lager i giret. For å opprettholde en minimumstemperatur på oljen ved stillstand over lengre tid er enkelte gir utstyrt med stillstandsvarme (varmeelementer). Gir er en av de tyngste og mest kostbare komponentene i en vindturbin. Det er også en av de komponentene som er mest utsatt for påkjenninger og påfølgende slitasje. Retningslinjer for gir i vindturbiner er beskrevet i ISO :2005 Wind turbines -- Part 4: Design and specification of gearboxes Skadetyper På gir vil i hovedsak følgende skadetyper kunne oppstå: Tannhjul micropitting pitting avskalling (grinding temper) scuffing inntrykkingsmerker stillstandsmerker klakking Lager Se Lager Giroljesystem oljelekkasje (kan også forekomme fra girkasse) skadet/defekt oljefilter skadet/defekt pressostat skadet/defekt oljepumpe skadet/defekt oljekjøler skadet/defekte slanger skadet/defekte koblinger Giroppheng (momentarmer med dempere) defekte vibrasjonsdempere (kan være gummidempere, men også andre løsninger med for eksempel fjærpakker finnes) løse/defekte bolteforbindelser Tetninger slitasje

84 Gir De etterfølgende avsnittene beskriver de viktigste skademekanismene Micropitting Micropitting er en overflateskade som kan oppstå der metalloverflater glir mot hverandre, og kan bl.a. forårsakes av lokalt høyt flatetrykk og utilstrekkelig smøreoljefilm, noe som kan skyldes utilstrekkelig oljetilførsel, for høy oljetemperatur (som gir tynnere olje), eller at det er vann i oljen. Micropitting kan oppdages som et grått område på en ellers blank overflate. Sett i et mikroskop kan micropitting minne om rimfrost. Micropitting kalles derfor også for frosting, greystaining eller peeling. Micropitting er pitting i liten skala. Kvaliteten på overflatefinishen er viktig med tanke på å forebygge micropitting. Det finnes også smøreoljer som bidrar til å forebygge micropitting Pitting Pitting oppstår ved at en sprekk initieres i eller i nærheten av metalloverflaten. Når sprekken har voks t så mye at små metallpartikler faller av, oppstår det små hull, eller pits, i metalloverflaten. Pitting kan skyldes materialfeil, utmattelse, være en videreutvikling fra micropitting eller mikrosprekker i overflaten, eller være en videreutvikling etter inntrykkingsmerker. På lager oppstår pitting typisk på innerringen, etter som denne normalt har høyest belastning Avskalling Avskalling er både dypere og mer omfattende enn pitting. Ved slipefeil (grinding temper) kan avskallingen danne et spindelvevaktig mønster Scuffing Scuffing oppstår der hvor smøreoljefilmen er utilstrekkelig, slik at overflaten på bevegelige deler har kontakt metall mot metall. Disse overflatene, f.eks. tenner i tannhjul, vil da kunne først kaldsveises sammen, for deretter å bli revet fra hverandre igjen pga. den relative bevegelsen mellom tannhjulene (roughing up of the running surface). Scuffing kjennetegnes ved rivninger/riss som går på tvers av tannflaten. Sammenbrudd i smøreoljefilmen skyldes oftest høye overflatetemperaturer pga. overbelastning. I motsetning til mange andre sviktmekanismer, der man har en viss inkubasjonsperiode og en gradvis utvikling av skaden, kan en enkelt hendelse med scuffing pga. metall mot metall føre til svikt

85 Gir Stillstandsmerker Stillstandsmerker oppstår ved langvarig stillstand ved at tennene presses mot hverandre på samme sted og fjerner smøreoljefilmen. Deretter oppstår en varig deformasjon av kontaktlinjen på tannflankene. Dette vil være en linje som går på skrå langs tannflanken. Normalt vil 3 4 tenner være i kontakt samtidig, noe som vil gi 1 2 slike linjer. Dette området kan senere angripes av korrosjon. På tenner i gir er det ikke observert at andre skader kan utvikle seg fra stillstandsmerker, men slike skader kan generere mer støy. På lager kan stillstandsmerker initiere pitting Inntrykkingsmerker Inntrykkingsmerker oppstår ved at harde partikler kommer i klemme mellom tennene. Inntrykkingsmerker kjennetegnes ved at forkanten er nøye avgrenset, mens det i halen dannes en rivning Klakking Selv om rotor er stanset og avlåst, kan det pga. vinden likevel oppstå små bevegelser frem og tilbake. Disse bevegelsene vil kunne forplante seg via akslingen til giret. I giret kan det da forekomme små bevegelser frem og tilbake mellom tennene, og dette kan være tilstrekkelig til at det kan oppstå slitasje og små skader. Tabell 12.1 Gir Slitasje Mulige konsekvenser Tilstandskontrollmetoder - Abrasjon - Adhesjon - Urenheter i oljen - Deformasjoner - Materialtretthet - Materialfeil - Produksjonsfeil - Sprekkdannelser i tenner - Avskalling på tenner - Visuell inspeksjon, ev. med endoskop [A] - Oljeanalyse [B], [C] - Undersøkelse av utskiftede oljefilter [A] - Magnetisk partikkelfanger i girolje [A] - Maskinovervåkning - Synlige tegn til slitasje - Partikkelinnhold i olje - Slitasjepartikler på magnet - Vibrasjoner - Unormale lyder - Temperaturøkning [C]

86 Gir Tabell 12.2 Gir Micropitting, pitting - Mekanisk slitasje - Urenheter i oljen - Materialtretthet - Materialfeil - Produksjonsfeil Mulige konsekvenser - Sprekkdannelser i tenner - Avskalling på tenner Tilstandskontrollmetoder - Visuell inspeksjon, ev. med endoskop [A] - Oljeanalyse [B], [C] - Undersøkelse av utskiftede oljefilter [A] - Magnetisk partikkelfanger i girolje - Maskinovervåkning [A] [C] - Synlige tegn til micropitting eller pitting - Partikkelinnhold i olje - Slitasjepartikler på magnet - Vibrasjoner - Unormale lyder - Temperaturøkning Tabell 12.3 Gir Avskalling - Mekanisk slitasje - Micropitting, pitting - Urenheter i oljen - Materialtretthet - Materialfeil - Produksjonsfeil Mulige konsekvenser - Tannbrudd - Lagerhavari Tilstandskontrollmetoder - Visuell inspeksjon, ev. med endoskop [A] - Oljeanalyse [B], [C] - Undersøkelse av utskiftede oljefilter [A] - Magnetisk partikkelfanger i girolje [A] - Maskinovervåkning [C] - Synlige tegn til avskalling - Partikkelinnhold i olje - Vibrasjoner - Unormale lyder - Temperaturøkning

87 Gir Tabell 12.4 Gir Scuffing - Mekanisk slitasje - Urenheter i oljen - Deformasjoner - Materialtretthet - Materialfeil - Produksjonsfeil Mulige konsekvenser - Sprekkdannelser i tenner - Avskalling på tenner Tilstandskontrollmetoder - Visuell inspeksjon, ev. med endoskop [A] - Oljeanalyse [B], [C] - Undersøkelse av utskiftede oljefilter [A] - Magnetisk partikkelfanger i girolje [A] - Maskinovervåkning [C] - Synlige tegn til skade - Partikkelinnhold i olje - Slitasjepartikler på magnet - Vibrasjoner - Unormale lyder - Temperaturøkning Tabell 12.5 Gir Inntrykkingsmerker - Mekanisk slitasje - Urenheter i oljen - Fremmedlegemer Mulige konsekvenser - Sprekkdannelser i tenner - Avskalling på tenner - Tannbrudd - Lagerhavari Tilstandskontrollmetoder - Visuell inspeksjon, ev. med endoskop [A] - Oljeanalyse [B], [C] - Undersøkelse av utskiftede oljefilter [A] - Magnetisk partikkelfanger i girolje [A] - Maskinovervåkning [C] - Synlige tegn til inntrykkingsmerker - Partikkelinnhold i olje - Slitasjepartikler på magnet - Vibrasjoner - Unormale lyder - Temperaturøkning

88 Gir Tabell 12.6 Gir Stillstandsmerker, klakking - Stillstand over for lang tid Mulige konsekvenser - Lagerhavari Tilstandskontrollmetoder - Visuell inspeksjon, ev. med endoskop - Maskinovervåkning - Synlige tegn til stillstandsmerker - Slitasjepartikler på magnet - Unormale lyder - Vibrasjoner - Temperaturøkning [A] [C] Tabell 12.7 Gir Korrosjon - Fuktighet i oljen - Korrosivt miljø Mulige konsekvenser - Økt slitasje Tilstandskontrollmetoder - Visuell inspeksjon, ev. med endoskop [A] - Oljeanalyse [B], [C] - Synlige tegn til korrosjon Tabell 12.8 Gir Skadet/defekt oljepumpe - Materialtretthet - Mekanisk slitasje Mulige konsekvenser - Redusert smøring - Urenheter i olje - Skader på lager og tannhjul Tilstandskontrollmetoder - Visuell inspeksjon [A] - Oljeanalyse [B] - Strømningsmåling/trykkmåling av pumpe [B] - Maskinovervåkning [C] - Synlige tegn til skade - Partikler i oljen som indikerer materiale fra pumpen - Høy driftstrøm på pumpemotor (ved elektrisk pumpe) - Motorvern utløst (ved elektrisk pumpe) - Unormal driftstrøm på pumpemotor - For liten oljestrøm - For lavt oljetrykk fra pumpe

89 Gir Tabell 12.9 Mulige konsekvenser Tilstandskontrollmetoder Gir Skadet/defekt oljekjøler - Korrosjon - Gjentetting - Deformasjon - Temperaturøkning i oljen - Redusert smøring - Skader på lager og tannhjul - Visuell inspeksjon - Strømningsmåling/trykkmåling av pumpe - Synlige tegn til skade - Synlige tegn til gjentetting (luftside) - For liten oljestrøm - For høyt oljetrykk fra pumpe (før kjøler) [A] [B] Tabell Gir Oljelekkasje - Materialtretthet - Mekanisk slitasje - Slitte/defekte tetninger - Løse forbindelser - Deformasjoner Mulige konsekvenser - Redusert smøring - Temperaturøkning i oljen - Skader på lager og tannhjul Tilstandskontrollmetoder - Visuell inspeksjon, inkl. peiling av oljenivå [Utsagnskraf t] - Maskinovervåkning - Synlige tegn til oljelekkasje - For lavt oljenivå - Overtemperatur [A] [C] Tabell Gir Skadet/defekt giroppheng (momentarm) Mulige konsekvenser Tilstandskontrollmetoder - Materialtretthet - Mekanisk slitasje - Vibrasjoner - Deformasjoner - Forskyvninger - Vibrasjoner/slag gir/fundament - Forskyve opprettingen av rotor/gir/generator - Skader på gir - Skader på kobling mellom gir og generator - Visuell inspeksjon [A] - Ettertrekking av bolteforbindelser med momentnøkkel [A] - Vibrasjonsmåling [C] - Utilstrekkelig tiltrekningsmoment - Løse bolteforbindelser - Defekte vibrasjonsdempere

90 Gir 12.3 Tilstandskontrollmetoder Visuell inspeksjon Visuell inspeksjon av gir skal primært avdekke slitasje og skader som kan observeres uten demontering av giret. Avhengig av type og konstruksjon skal følgende punkter kontrolleres: unormale lyder eller unormale vibrasjoner 12 oljenivå og oljetemperatur oljefilter oljelek kasje tetninger og slangetilkoblinger slitasje eller sprekker i slanger for girolje slitasje eller ujevnheter i overflaten på synlige tenner (NB! Sjekk riktig flanke) slitasje i synlige lagerelementer i giret metallfragmenter på magnetisk partikkelfanger utvendig tilsmussing av kjøleribber på luft-/oljekjøler slitasje eller sprekker på oljekjøler forurensninger i oljekjøler giroppheng og vibrasjonsdemping skadet/defekt eller løs/manglende bolteforbindelse innretting av gir og generator Det er normalt med li tt oljeskum på tennene, og mengden oljeskum er temperaturavhengig. Hvis det blir for mye o ljeskum, bør oljen skiftes. Ved bruk av endoskop kan også girets indre enheter inspiseres visuelt. Vær imidlertid oppmerksom på at bruk av endoskop kun er en stikkprøveinspeksjon på grunn av følgende forhold: På grunn av plassforhold er det ikke mulig å få endoskopet inn i alle lager. Det er spesielt lager i planethjulene og på planetbæreren som er vanskelig tilgjengelige. Noen lager har meget massive rulleholdere, der det ikke er plass til endoskopet mellom rulleholder og lagerringene. På sylindriske rullelager uten rulleholdere ligger rullene så tett at endoskopet ikke kan komme inn mellom rullene. Noen akslinger er montert med avskjermingsplater slik at varm olje fra tanninngrepet ikke sprøytes inn i lageret. Normalt ins piseres kun et sted på lageret eller i mellomrommet mellom noen få ruller. Endoskopi benyttes først og fremst hvis maskinovervåkning eller lignende indikerer en mulig skadeutvikling. Den visuelle inspeksjon en kan utvides til også å omfatte Kontroll av tiltrekkingsmoment, Funksjonskontroll og Oljeanalyse. Kriterier for karaktersetting er gitt i Tabell Tabell Kontroll av unormale lyder eller unormale vibrasjoner må gjøres under drift

91 Gir Tabell Gir, Tannhjul Visuell inspeksjon (slitasje, micropitting og pitting) Karakter Kriterier for karaktersetting Ingen synlige tegn til slitasje, ev. innkjøringsslitasje med blankpolering av tannflater. Micropitting på inntil 10 % av tannflaten, typisk i et hjørne eller 1 langs bunnen av tannflaten [Normalt et innkjøringsproblem som ikke utvikler seg videre] Micropitting på inntil 50 % av tannflaten. [Normalt et innkjøringsproblem som 2 ikke utvikler seg videre, men som bør holdes under observasjon] Begynnende pitting (små huller i tannflatene), typisk i forbindelse med micropitting. [Normalt et innkjøringsproblem som ikke utvikler seg videre, men 3 som bør holdes under observasjon] Kraftig forurenset magnetisk partikkelfanger. Utbredt pitting med avskalling av større partier. 4 Meget kraftig forurenset magnetisk partikkelfanger. Ved kraftig avskalling eller tannbrudd anbefales det at hele giret skiftes. Det vil normalt være så mange partikler spredt rundt i giret at en utskifting av den skadede delen ikke vil være tilstrekkelig. Tabell Gir, Tannhjul Visuell inspeksjon (inntrykkingsmerker) Karakter Kriterier for karaktersetting 1 Ingen synlige tegn til inntrykkingsmerker 2 Enkelte spredte inntrykkingsmerker fra relativt bløte partikler Mange inntrykkingsmerker over hele tannflaten fra relativt bløte partikler. Giret 3 må holdes under observasjon. Mange inntrykkingsmerker over hele tannflaten fra relativt harde partikler. 4 Ujevn overflate. Rivninger. Det er mange slitasjepartikler i giret, og reparasjon er nødvendig. Tabell Gir, Lager Visuell inspeksjon Karakter Kriterier for karaktersetting 1 Ingen synlige tegn til slitasje 2 Matte ruller, små slitasjespor 3 [Holdes under oppsyn for å se om skaden utvikler seg] 4 Kraftige slitasjespor. Avskalling av materiale. T abell Gir, Giroljesystem Visuell inspeksjon Karakter Kriterier for karaktersetting 1 Ingen synlige tegn til skade 2 3 Oljelekkasje 4 Defekt oljekjøler

92 Gir Tabell Gir, Giroppheng Visuell inspeksjon Karakter Kriterier for karaktersetting 1 Ingen synlige tegn til skade 2 3 Skade på momentarm 4 Defekte vibrasjonsdempere Oljeanalyse Friksjon og slitasje i giret medfører at små partikler rives løs fra metalloverflaten og blander seg med oljen. Analyseresultater i form av antall/konsentrasjon, størrelse og sammensetning (f.eks. innholdet av jern- og krompartikler, samt eventuelle forurensninger) av slitasjeprodukter i oljen kan gi en indikasjon på hvilken komponent og hvilken skademekanisme det er som har medført de aktuelle slitasjeproduktene. Slitasje i lager vil normalt også resultere i avskalling av relativt store partikler som klemmes flate i tanninngrepene, eller som valses flate ved overrulling i et lager. Disse partiklene kan være opp til flere millimeter store. Ved analyse av oljen vil en meget liten dråpe olje bli fordampet for spektralanalyse av slitasjemetaller. Disse store avskallede partiklene vil ikke gi noe som helst bidrag til jerninnhold (Fe) i en slik oljeanalyse. Såfremt oljesystemet har et meget effektivt filtersystem, skal det en større slitasjerate til før man vil se partikler og jern i oljen. Omvendt vil en oljeanalyse med stort partikkelinnhold og stort jerninnhold indikere slitasjeproblemer i giret. Man skal de rfor være meget varsom med å bedømme girets tilstand ut fra en oljeanalyse. En oljeanalyse er en analyse av oljen, og ikke av giret. Det finnes flere eksempler på at oljen er funnet egne t til videre drift uten forhøyet innhold av partikler eller jern, mens giret likevel var i en fremskredet slitasjeprosess. Uttak av oljeprøver og etterfølgende oljeanalyser gjennomføres i henhold til leverandørens spesifikasjoner. Oljeprøvene sendes normalt til spesielle laboratorier for analyser. Det vises for øvr ig til Kontroll av olje og oljeanalys e under Hydraulikkaggregat for ytterligere informasjon om oljeanalyser. Enkeltmålinger gir ofte begrenset informasjon om slitasjeutviklingen i giret. Det er derfor vikt ig å se på trender over flere målinger. NB! Tilstandsutviklingen kan være ekstremt akselererende. Ved påvist endring i oljekvalitet, spesielt ved øket forurensning i oljen, bør inspeksjons- og analyseintervallene derfor reduseres betydelig

93 Gir Kriterier for karaktersetting er gitt i Tabell Klasseinndeling iht. ISO 4407 er gitt i Tabell Tabell Gir Oljeanalyse Karakter Kriterier for karaktersetting Jerninnhold Partikler ISO Ingen tegn til forurensninger under 0 15 ISO 16/14/12 2 Ubetydelige forurensninger av oljen som ikke under innvirker på girets funksjon ISO 19/17/14 Forurensninger av oljen som kan innvirke på 3 girets funksjon, og som kan være årsak til under slitasje. Redusert mengde additiver (der det er ISO 22/20/16 relevant). Forurensninger som direkte innvirker på 4 girets funksjon, og som vil gi slitasje. over over 80 Oppbrukte additiver (oljen fungerer ikke ISO 22/20/16 lengre som den skal) Undersøkelse av utskiftede oljefilter Oljefilter skiftes normalt etter 1 år, men i enkelte tilfeller etter bare 6 måneder. Undersøkelse av utskiftede oljefiltre kan gi et meget presist bilde av hvor mye materiale som er slitt av et gir i den perioden filteret har vært montert. Undersøkelse av oljefiltre gjøres ikke av analyselaboratorier eller av fabrikanter etter som forsendelse av filtrene er mer omstendelig, og selve undersøkelsen tidkrevende. Undersøkelse av oljefiltre kan utføres av eget personell, og anvendes som et supplement til andre undersøkelser når man har mistanke om unormal slitasje i et gir. Erfaring med normalt innhold av slitasjepartikler i filtre fra en bestemt type oppnås imidlertid gir kun ved å gjennomføre et større antall slike undersøkelser Vibrasjonsmåling Vibrasjonsanalyse er en utbredt teknikk for å måle tilstanden til mekanisk utstyr, som også har vist seg å være en pålitelig og presis metode for å avdekke unormale tilstander i et gir. Vibrasjonsanalyse på vindturbiner er imidlertid ofte vanskeligere enn på annet utstyr. Dette skyldes at man ofte får komplekse vibrasjonsmønster fordi man har: kontinuerlige endringer i driftsparametrene høye og variable dynamiske påkjenninger lav rotasjonshastighet ikke et fast fundament Det er derfor helt avgjørende at vibrasjonsmålingen er tilpasset den aktuelle vindturbinen. Det er også viktig at man måler en vibrasjonssignatur når giret er nytt, slik at man har en referansesignatur for senere målinger. Denne signaturen vil kunne være unik for ulike typer vindturbiner avhengig av bl.a. geometri, belastninger og hastigheter

94 Gir Tabell Gir Vibrasjonsmåling Karakter Kriterier for karaktersetting 1 Hvor store avvik som kan aksepteres vil variere for ulike vindturbiner. 2 Det refereres derfor til leverandørens spesifikasjon av grenseverdier for hva 3 som er akseptabelt Funksjonskontroll Følgende komponenters tilstand kan ikke observeres ved hjelp av visuell inspeksjon, og de har derfor behov for funksjonskontroll: oljepumpe pressostat strømningsvakt Kriterier for karaktersetting er gitt i Tabell Tabell Gir Funksjonskontroll Karakter Kriterier for karaktersetting 1 Funksjon OK Funksjon ikke OK NDT-kontroll Alle sveiser, skjøter, sammenføyninger og tverrsnittsendringer er steder med økt stress- og derfor steder for potensiell sprekkvekst som må vurderes individuelt. konsentrasjon, Sprekkdannelser i tenner kan detekteres ved hjelp av flourescent magnetic particle method eller penetrant. Kriterier for karaktersetting er gitt i Tabell Tabell Gir NDT-kontroll Karakter Kriterier for karaktersetting 1 Ingen utslag på NDT-kontroll 2 Begrenset utslag på NDT-kontroll 3 Betydelig utslag på NDT-kontroll 4 Kritisk utslag på NDT-kontroll

95 Gir Maskinovervåking Ved hjelp av maskinovervåkning kan følgende parametre/tilstander i giret overvåkes: oljetemperatur oljenivå oljetrykk filter differansetrykk lagertemperatur vibrasjoner Tabell Gir Maskinovervåkning Karakter Kriterier for karaktersetting 1 Ingen varsel eller alarm 2-3 Varsel fra kontrollanlegget 4 Alarm fra kontrollanlegget 12.4 Tilstandskontrollprogram Tabell Gir Tilstandskontrollprogram Tidsintervall Måling 6 mnd Oljeanalyse Ved mistanke 1 år Visuell inspeksjon 1 år Kontroll av tiltrekkingsmoment 1 år Funksjonskontroll 5 år Oljeskift (iht. oljeprøve) 1) Etter behov Visuell inspeksjon med endoskop Ved mistanke Vibrasjonsmåling Ved mistanke om unormal slitasje Undersøkelse av utskiftede oljefilter Ved mistanke om NDT-kontroll 1) sprekker På større vindturbiner (> 0,5 MW) skiftes oljen kun på bakgrunn av analyseresultat. Hvis det ikke gjennomføres oljeanalyser, bør oljen skiftes hvert 2. år

96

97 Generator 13 Generator (421.DDD) 13.1 Komponentbeskrivelse Generatorens primære funksjon er å omforme den mekaniske energien (dreiemomentet) fra akslingen til elektrisk energi. De generatorer som tradisjonelt har blitt benyttet er asynkrongeneratorer, men i nyere vindturbiner blir også synkrongeneratorer benyttet. I utgangspunktet kan alle typer generatorer benyttes i vindturbiner. Mange generatorer leveres derfor av tradisjonelle generatorleverandører, mens noen vindturbinleverandører har egenproduserte generatorer. De viktigste faktorene som påvirker valg av generator i en vindturbin er (Manwell et al., 2006) turtall virkningsgrad effektfaktor og kilde til reaktiv effekt (asynkrongenerator) spenningsregulering (synkrongenerator) startmetodikk startstrøm (asynkrongenerator) synkronisering (synkrongenerator) isolasjonssystem kjølesystem fysisk størrelse og vekt evne til å motstå varierende moment beskyttelse mot miljøpåkjenninger drift med mye elektrisk støy Generatoren består hovedsaklig av stator, statorvikling, rotor og lager. I tillegg består generatoren av bolteforbindelser, støtdempere, koblinger, temperatursensorer, børster, tilkoblinger, kabler, kjølesystem (pumpe og slanger, ev. vifter ved forsert luftkjøling). Generatorer med egen feltvikling er også utstyrt med sleperinger for å overføre feltstrøm til rotoren. Feltstrømmen går da gjennom kullbørster som ligger med press inn mot sleperingene. Sleperingene er utført av stål, og er krympet på akslingen. Under drift skal sleperingene holde seg blanke og rene uten tegn til overoppheting. Rundt sleperingene ligger et sleperingshus slik at minst mulig børstestøv slippes ut. Det finnes flere ulike kjølesystemer for generatorer i vindturbiner, både direkte luftkjøling, luft-til-luft kjøling, og vann-til-luft kjøling. Vann-til-luft kjøling benyttes på større generatorer for å sikre effektiv kjøling. Selve generatoren kjøles ved hjelp av en lukket vannkrets, mens det oppvarmede kjølevannet kjøles mot luft. En av utfordringene med generatorer i vindturbiner er at de er mer utsatt for temperatursvingninger enn i et vannkraftverk. De kan bli utsatt for store temperaturvariasjoner (f.eks. fra kald generator til full last) over relativt kort tid. Dette medfører relativt store mekaniske påkjenninger. For å unngå kondens og fuktighet i viklingene etter en driftsstans, er generatorene derfor ofte utstyrt med stillstandsvarme (varmeelementer)

98 Generator Figur 13.1 Generator, med kjølevifte på toppen (Foto: SFE) I konfigurasjoner med gir har generatoren normalt 4 poler, noe som medfører en rotasjonshastighet på 1500 omdreininger pr. minutt. For å utnytte energien i vinden best mulig, er enkelte vindturbiner utstyrt med to generatorer, en med 6 poler og relativt lav ytelse for å utnytte de laveste vindhastighetene, og en med 4 poler og høyere ytelse for mer normale vindforhold. Disse to generatorene kan også realiseres ved å ha to sett viklinger i samme stator. I konfigurasjoner med gir finnes flere typer generatorer: 4-polet 1500 rpm generator 4/6-polet 1550/1000 rpm to-hastighets generator Gir med to uttak for stor generator og liten generator med rotorhastighetsforhold forskjellig fra 2/3 4-polet med viklet rotor og frekvensomformer for rpm generator Generatorer i vindturbiner er vesentlig mindre enn i store vannkraftaggregater, og behandles derfor ofte som en kompakt enhet. Konstruksjonsmessige detaljer blir derfor ikke beskrevet i denne håndboken. For mer detaljert informasjon om komponentbeskrivelser, skademekanismer, tilstandskontrollmetoder, tilstandskontrollprogram, flytdiagrammer og tilstandskontrollskjema enn det som presenteres her vises det derfor til følgende håndbøker utarbeidet for synkrongeneratorer i vannkraftanlegg: Stator Statorvikling Rotor Lager Akselvibrasjoner

99 Generator Asynkrongenerator De aller fleste vindturbiner har tradisjonelt benyttet en asynkrongenerator. De viktigste fordelene med asynkrongeneratoren er at den er mekanisk enklere, mer driftssikker og robust, enklere å koble til nettet, og billigere å produsere. Den største ulempen er at statoren er avhengig av en reaktiv magnetiseringsstrøm som den enten trekker fra nettet eller fra et kondensatorbatteri. En asynkrongenerator konsumerer med andre ord reaktiv effekt. En asynkrongenerator kjører med et turtall som avviker fra nettfrekvensen, og som derfor kan variere noe med det påtrykte momentet. Den relative forskjellen mellom rotorturtall og nettfrekvens kalles sakking. Rotoren har tradisjonelt vært en kortslutningsrotor (Squirrel Cage Induction Generator SCIG), men for større vindturbiner benyttes også en viklet rotor (Wound Rotor Induction Generator WRIG og Doubly Fed Induction Generator DFIG). En viklet rotor som tilføres magnetiseringsstrøm via sleperinger gir muligheten til å styre strømmen i feltkretsen, dvs. de elektriske egenskapene til rotoren, og dermed også sakkingen. Fordelen med variabel sakking er at fluktuasjoner i vindhastigheten kan kompenseres ved å endre sakkingen. På den måten oppnår man en jevnere effekt ut fra generatoren samtidig som belastningene på blader, drivverk og gir reduseres. Generatorer av typen DFIG benyttes i mange typer vindturbiner i størrelsen kw. Ved anvendelse av frekvensomformer på rotorkretsen oppstår det høyfrekvente induksjonsstrømmer i rotorjernet. Disse strømmene vil gå gjennom lagrene til jord. Noen leverandører benytter børster og kull tett på lagrene for å lede strømmene utenom lagrene, men en del av strømmen vil gå gjennom lagrene. Andre leverandører har lager med isolering på ytterdiameteren av ytterringen. Dette har ingen effekt, da dette virker som en kondensator for den høyfrekvente strømmen (typisk ~ 2,5 khz). Strømgjennomgang i lagrene vil ødelegge lagrene på få år. Den beste løsningen er lager med kuler/ruller av keramikk. Kondensatorbatteri Kondensatorbatteriets primære funksjon er å forsyne asynkrongeneratoren med reaktiv magnetiseringsstrøm. Hvis denne reaktive effekten skulle hentes fra nettet, ville overføringen av denne reaktive effekten medføre økte tap, samt også mulig spenningsustabilitet ved svake nett. Kondensatorbatteriets sekundære funksjoner er derfor å: redusere nettap pga. overføring av reaktiv effekt forbedre spenningsstabiliteten Softstarter Softstarterens primære funksjon er å redusere maksimalstrømmen ved oppstart av asynkrongeneratoren. Softstarteren består av 2 tyristorer i antiparallell per fase, og der tennvinkelen tilpasses i et definert antall perioder etter oppstart slik at man unngår høye startstrømmer. Softstarterens sekundære funksjoner er å: redusere spenningsfallet i nettet ved oppstart redusere transient moment i generator og gir

100 Generator Synkrongenerator En synkrongenerator kjører med konstant turtall gitt av nettfrekvensen uavhengig av det påtrykte momentet. Fordelen med synkrongeneratoren er at den ikke trenger en reaktiv magnetiseringsstrøm, mens ulempene er at den er mer kompleks og derfor også mer kostbar enn en asynkrongenerator. Tradisjonelt har den en viklet rotor som setter opp et magnetfelt ved hjelp av en ekstern magnetiseringsstrøm via sleperinger (Wound Rotor Synchronous Generator WRSG). Enkelte generatorer har imidlertid en rotor der feltviklingen er erstattet med permanentmagneter (Permanent Magnet Synchronous Generator PMSG). Fordelen med dette er at man unngår rotorviklingen og sleperingsarrangementet Skadetyper På generatorer vil i hovedsak følgende skadetyper kunne oppstå: slitasje i børster og/eller sleperinger dårlig kontakt i kabeltilkobling skadet kabeltilkobling skadet/defekt kjølesystem defekt varmeelement skadet/defekt vibrasjonsdemping skadet/defekt kondensatorbatteri skadet/defekt softstarter løse/defekte bolteforbindelser skadet generatorlager Disse skadetypene er nærmere beskrevet i Tabell 13.1 Tabell I håndbok for tilstandskontroll av vannkraftverk er skadetyper på generatorens hovedkomponenter mer detaljert behandlet. Det henvises derfor til denne for følgende skadetyper: Tilstandskontroll av vannkraftverk, Håndbok Stator løst blikk i blikkpakken bølgedannelse (buckling) manglende tangentialt press i blikkpakkens deleskjøt lokal varmgang (hot-spots) i blikkpakken pga. kortslutning av blikk løse pressfingre Tilstandskontroll av vannkraftverk, Håndbok Statorvikling svakheter i spolehodeisolasjonen svekket vindingsisolasjon (kun flervindingsspoler) svekket hovedisolasjon innvendig glimming (partielle utladninger) følgeskader på statorvikling forårsaket av løse deler og skader på statorblikk løse viklingselementer

101 Generator løse sporkiler siging glimming i faseskillene manglende elektrisk kontakt mellom hovedisolasjon og blikkpakke ødelagt eller skadet sporlakk ødelagt potensialstyring i overgang mellom spor og spolehode dårlige viklingsforbindelser tilsmussing og fuktighet Tilstandskontroll av vannkraftverk, Håndbok Rotor sprekker i rotornav løse kileforbindelser nedsatt isolasjonsmotstand vindingskortslutning sprekker i viklingsuttakene børsteslitasje sleperingsspor ujevn slitasje Enkelte generatorer i større vindturbiner er utstyrt med sleperingsarrangement. Oppbygning, virkemåte og skadetyper vil være de samme som for generatorer i vannkraftverk. Det refereres derfor til Tilstandskontroll av vannkraftverk Rotor for tilstandskriterier knyttet til børstekontroll og sleperingskontroll. Tabell 13.1 Generator Slitasje i børster og/eller sleperinger - Normal slitasje - Feil børstetrykk - Feil børstetype Mulige konsekvenser - Varmgang i børster og sleperinger Tilstandskontrollmetoder - Visuell inspeksjon [A] - Synlige tegn til slitasje (børstene slites hurtigere enn normalt) - Slitasjespor i sleperinger Tabell 13.2 Generator Dårlig kontakt i kabeltilkobling - For lavt tiltrekkingsmoment - Dårlig kontakt i kabelsko Mulige konsekvenser - Varmgang Tilstandskontrollmetoder - Visuell inspeksjon [A] - Kontroll av tiltrekkingsmoment [A] - Termografering [C] - Misfarging pga. varmgang - Løse bolteforbindelser - Temperaturøkning

102 Generator Tabell 13.3 Generator Skadet/defekt kjølesystem - Defekt kjølevifte - Defekt kjøleviftelager - Defekt kjølevannspumpe - Urenheter i kjølevannskrets eller luftkrets Mulige konsekvenser - Overoppheting - Generatorhavari Tilstandskontrollmetoder - Visuell inspeksjon [A] - Maskinovervåkning [C] - Synlige tegn til skade - Temperaturøkning Tabell 13.4 Generator Skadet/defekt vibrasjonsdemping - Vibrasjoner Mulige konsekvenser - Feil oppretting av generator - Generator løsner fra fundament Tilstandskontrollmetoder - Visuell inspeksjon [A] - Kontroll av tiltrekkingsmoment [A] - Synlige tegn til skade - Løse bolteforbindelser

103 Generator 13.3 Tilstandskontrollmetoder Visuell inspeksjon Visuell inspeksjon av generator skal primært avdekke slitasje og skader som kan observeres uten demontering av generatoren. Avhengig av type og konstruksjon skal følgende punkter kontrolleres: unormale lyder eller unormale vibrasjoner 13 skadet/defekt eller løs/manglende bolteforbindelse tilkobling av kraftkabler overoppheting av kabelsko filter/rister i luftinntak renhet og kvalitet på kjøleluft og kjølevann skader på kjølevifte og kjølepumpe skader på vibrasjonsdemping temperaturovervåkning sleperingsarrangement (kullbørster, børsteholdere og sleperinger) fremre og bakre generatorlager innretting av gir og generator For visuell inspeksjon av børster og sleperinger vises det til Tilstandskontroll av vannkraftverk, Håndbok Rotor, kapittel Visuell inspeksjon av sleperinger. Den visuelle inspeksjonen kan utvides til også å omfatte Kontroll av tiltrekkingsmoment, funksjonskontroll av varmeelement i generatoren, samt måling av kvalitet (renhet og frysepunkt) på kjølevann. Kriterier for karaktersetting er gitt i Tabell Tabell 13.5 Generator Visuell inspeksjon Karakter Kriterier for karaktersetting 1 Ingen synlige tegn til skade 2 Normal børsteslitasje. Sprekker i gummi. 3 Skadet kjølevifte. For høyt frysepunkt på kjølevann. Misfaring av kabelsko. Defekt kjølevifte. Smeltet gummi. Sprekker i fleksible 4 ledd. Defekt vibrasjonsdemping. Feil oppretting Megging Det henvises til Tilstandskontroll av vannkraftverk, Håndbok Statorvikling for beskrivelse av tilstandskontrollmetoden og kriterier for karakterfastsetting. 13 Kontroll av unormale lyder eller unormale vibrasjoner må gjøres under drift

104 Generator Måling av resistans i vikling Denne målingen er leverandøravhengig, og avhengig av at man har tilgang til nullpunkt. Kriterier for karaktersetting er gitt i Tabell Tabell 13.6 Generator Måling av resistans i vikling Karakter Kriterier for karaktersetting 1 Ingen avvik i resistans mellom viklingene 2 Ubetydelig avvik i resistans mellom viklingene 3-4 Unormalt avvik i resistans mellom viklingene Vibrasjonsmåling Se kommentarer under Lager Vibrasjonsmåling. Tabell 13.7 Generator Vibrasjonsmåling Karakter Kriterier for karaktersetting 1 Hvor store avvik som kan aksepteres vil variere for ulike vindturbiner. 2 Det refereres derfor til leverandørens spesifikasjon av grenseverdier for hva 3 som er akseptabelt Måling av innretning av generator og gir Følgende typer avvik kan oppstå i innretning av generator og gir: aksialavvik vinkelavvik parallellavvik Noen generatorer står på gummiføtter, mens andre ikke gjør det. Noen gir har senter på utgangsaksling tett på rotorakslingens senter, mens andre girtyper har stor senteravstand. Effektvariasjoner gir vinkeldreininger av giret pga. girets oppheng i fjærer eller gummidempere, og ved stor senteravstand vil girets utgangsakslingssenter flytte seg under drift. Dette må det tas høyde for ved innretting av gir og generator. Akslingen mellom gir og generator kan ha mange forskjellige utforminger: kardang med kryssledd med nålelager elementer med gummi stive akslinger med fleksible skiver i begge ender laget av glassfiber eller flere tynne stålplater Disse forskjellige typene av fleksible elementer har forskjellige toleranser for aksialavvik, vinkelavvik og parallellavvik. Hvor store avvik som kan aksepteres vil derfor variere for ulike vindturbiner. Det refereres derfor til leverandørens spesifikasjon av grenseverdier for hva som er akseptabelt

105 Generator Tabell 13.8 Generator Måling av innretning av generator og gir Karakter Kriterier for karaktersetting 1 Hvor store avvik som kan aksepteres vil variere for ulike vindturbiner. 2 Det refereres derfor til leverandørens spesifikasjon av grenseverdier for hva 3 som er akseptabelt Maskinovervåking Ved hjelp av maskinovervåkning kan følgende parametre/tilstander i generatoren overvåkes: viklingstemperatur spenning per fase strøm per fase omdreiningshastighet lagertemperatur vibrasjoner Tabell 13.9 Generator Maskinovervåkning Karakter Kriterier for karaktersetting 1 Ingen varsel eller alarm 2-3 Varsel fra kontrollanlegget 4 Alarm fra kontrollanlegget 13.4 Tilstandskontrollprogram Tabell Generator Tilstandskontrollprogram Tidsintervall Måling 1 år Visuell inspeksjon 1 år Kontroll av tiltrekkingsmoment 1 år Børstekontroll / Sleperingskontroll Megging Måling av resistans i vikling Ved mistanke om Vibrasjonsmåling lagerskade Måling av innretning av generator og gir

106

107 Frekvensomformer 14 Frekvensomformer (425.DDD) 14.1 Komponentbeskrivelse Frekvensomformerens primære funksjon er å omforme den elektriske energien med én frekvens til en annen frekvens. Frekvensomformerens sekundære funksjoner er å være et energilager for de effektfluktuasjoner som oppstår pga. vindkast, samt å regulere magnetiseringen av generatoren. Frekvensomformeren er en nødvendighet i vindturbiner med variabel hastighet, der den kobler sammen en generator med variabel elektrisk frekvens gitt av en variabel rotorhastighet pga. en variabel vindhastighet, med et nett med konstant nettfrekvens. Ved at man tillater en variabel rotorhastighet, vil rotoren fungerer som et energilager som absorberer variasjonene i vindhastigheten. Dette forbedrer effektopptak ved lave vindhastigheter, og reduserer belastninger på gir og drivverk. De viktigste fordelene med en frekvensomformer er at den bidrar til vindturbinens elektriske egenskaper ved å kontrollere både aktiv og reaktiv effekt å bidra til spenningsstabilitet, også ved korte nettavbrudd å bidra til økt spenningskvalitet kontrollere generatorspenningen ved nettavbrudd på permanentmagnetiserte generatorer Frekvensomformeren erstatter softstarter og kondensatorbatteri for vindturbiner med asynkrongenerator. Frekvensomformeren består av en eller flere moduler, som hver inneholder en likeretter, en kondensator (energilageret), og en vekselretter, samt spoler, kjølesystem, varmeveksler og kjølevifte. Hvor mange moduler som benyttes avhenger av hvor stor ytelse man ønsker. I likeretter og vekselretter benyttes normalt IGBT (Insulated Gate Bipolar Transistor). IGBT er godt egnet for frekvensomformere med ytelse opp til ca. 1 MVA, og kan motstå opp til 6 kv. IGBT har høye svitsjefrekvenser (2 20 khz), lave svitsjetap, men forholdsvis høye ledetap. Transistorene er svært ømfintlige for spenninger og strømmer ut over sine merkeverdier. Et alternativ er å benytte GTO (Gate Turn-Off Thyristor). Fordelene med GTO er at de har høyere ytelse enn IGBT, og lavere ledetap. Ulempene med GTO er at de har en lavere svitsjefrekvens (< 1 khz), og at de har relativt kompliserte driver-kretser sammenlignet med IGBT. Et annet alternativ er å benytte IGCT (Integrated Gate Commutated Thyristor). IGCT er en ny type tyristorer utviklet med utgangspunkt i GTO og IGBT. IGCT har høy ytelse og lave ledetap (som GTO), og en svitsjefrekvens på 1 3 khz med lave svitsjetap (som IGBT). Gate-driveren er en integrert del av hovedkretsen

108 Frekvensomformer 14.2 Skadetyper På frekvensomformer vil i hovedsak følgende skadetyper kunne oppstå: skadet/defekt transistor/tyristor skadet/defekt kondensatorbatteri skadet/defekt spole (drossel) skadet/defekt kjølesystem skadet/defekt kjølevifte dårlig kontakt i kabeltilkobling defekt styrekort defekt driverkort løse/defekte bolteforbindelser Disse skadetypene er nærmere beskrevet i Tabell 14.1 Tabell Tabell 14.1 Frekvensomformer Skadet/defekt transistor/tyristor - Overspenning - Overstrøm - Feil på styreelektronikk Mulige konsekvenser - Følgeskader på styreelektronikk og andre komponenter Tilstandskontrollmetoder - Visuell inspeksjon [A] - Måling med transistortester, multimeter eller megger - Synlige tegn til skade Tabell 14.2 Frekvensomformer Skadet/defekt kondensatorbatteri - Aldring - Overspenning Mulige konsekvenser - Mekaniske skader - IGBT havari Tilstandskontrollmetoder - Visuell inspeksjon [A] - Kapasitetsmåling - Termografering - Synlige tegn til varmgang - Synlige tegn til skade Tabell 14.3 Frekvensomformer Skadet/defekt spole (drossel) - Varmgang Mulige konsekvenser - Kortslutning - IGBT havari Tilstandskontrollmetoder - Visuell inspeksjon [A] - Måling med multimeter, megger - Synlige tegn til skade

109 Frekvensomformer Tabell 14.4 Frekvensomformer Skadet/defekt kjølesystem - Forurensninger, saltbelegg Mulige konsekvenser - Transistorhavari Tilstandskontrollmetoder - Visuell inspeksjon [A] - Synlige tegn til forurensninger Tabell 14.5 Frekvensomformer Dårlig kontakt i kabeltilkobling - For lavt tiltrekkingsmoment - Dårlig kontakt i kabelsko Mulige konsekvenser - Varmgang Tilstandskontrollmetoder - Visuell inspeksjon [A] - Kontroll av tiltrekkingsmoment [A] - Termografering [C] - Misfarging pga. varmgang - Løse bolteforbindelser - Temperaturøkning Tabell 14.6 Frekvensomformer Defekt styrekort eller driverkort - Aldring - Komponentfeil Mulige konsekvenser - Feilmelding - Feilfunksjon - Transistorhavari Tilstandskontrollmetoder - Visuell inspeksjon [A] - Måling av kraftkomponenter - Synlige tegn til skade - Feilmeldingsregister - Prøving ved skifte av elektronikkort

110 Frekvensomformer 14.3 Tilstandskontrollmetoder Visuell inspeksjon Frekvensomformeren har ingen bevegelige deler, så det er svært lite som kan observeres ved en visuell inspeksjon. Visuell inspeksjon av frekvensomformer begrenser seg derfor til å avdekke tilsmussing og merker etter varmgang. Avhengig av type og konstruksjon skal følgende punkter kontrolleres: skader på skap filter tilkobling av kraftkabler overoppheting av kabelsko tilsmussing vannlekkasje i kjølesystem skader på kjølevifter skadet/defekt eller løs/manglende bolteforbindelse Den visuelle inspeksjonen kan utvides til også å omfatte Kontroll av tiltrekkingsmoment og Termografering. Kriterier for karaktersetting er gitt i Tabell Tabell 14.7 Frekvensomformer Visuell inspeksjon Karakter Kriterier for karaktersetting 1 Ingen synlige tegn til varmgang eller skade 2 Støv/salt på kjøleribber. Vannlekkasje i kjølesystem. 3 4 Varmgangsmerker på kondensator eller andre komponenter Termografering Ved idriftsettelse bør det gjennomføres termografering av frekvensomformeren, og bilder bør tas vare på som referanser for senere sammenligninger. Ved senere termografering bør samme avstand og vinkel benyttes, slik at sammenligning med referansebilder er mulig. Det vises til REN blad nr Versjon 1-01/2006: Vedlikehold - Nettstasjon - Utførelse av termografering for beskrivelse av tilstandskontrollmetoden. Kriterier for karaktersetting er gitt i Tabell Tabell 14.8 Frekvensomformer Termografering Karakter Kriterier for karaktersetting 1 Ingen tegn til varmgang 2 Antydning til varmgang 3 Tydelig varmgang 4 Alvorlig varmgang

111 Frekvensomformer Maskinovervåking Ved hjelp av maskinovervåkning kan følgende parametre/tilstander i frekvensomformeren overvåkes: temperatur spenning per fase strøm per fase Tabell 14.9 Frekvensomformer Maskinovervåkning Karakter Kriterier for karaktersetting 1 Ingen varsel eller alarm 2-3 Varsel fra kontrollanlegget 4 Alarm fra kontrollanlegget 14.4 Tilstandskontrollprogram Tabell Frekvensomformer Tilstandskontrollprogram Tidsintervall Måling 1 år Visuell inspeksjon 1 år Kontroll av tiltrekkingsmoment 1 år Termografering

112

113 Transformator 15 Transformator (462.DDD) 15.1 Komponentbeskrivelse Transformatorens primære funksjon er å transformere den elektriske energien fra et spenningsnivå til et annet. Transformatoren i en vindturbin transformerer fra generatorspenningen (ofte 690 V) til nettspenningen (ofte 22 kv). Transformatorens sekundære funksjon er å lede merkestrømmer, å motstå dielektriske driftspåkjenninger, og å motstå mekaniske påkjenninger i forbindelse med feilstrømmer. Transformatoren består av en magnetisk jernkjerne med orientert blikk, en primærvikling (lavspenning) av aluminium- eller kobberfolie, og en sekundærvikling (høyspenning) av aluminium- eller kobbertråder. Omsetningsforholdet i transformatoren er gitt av forholdet mellom antall vindinger i de to viklingene. Transformatorer kan ha forskjellige koblingsgrupper, men de har ofte en stjernekoblet lavspenningsside og en trekantkoblet høyspenningsside. I tillegg består transformatoren av lavspenningstilkoblinger og høyspenningstilkoblinger. Høyspenningssiden er også normalt beskyttet med overspenningsavledere. Transformatoren er plassert på vibrasjonsdempere for å hindre at vibrasjoner fra omgivelsene overføres til transformatoren. Oljefylte transformatorer har også en oljefylt transformatorkasse. Transformatoren har ofte av forsert kjøling ved hjelp av en egen kjølevifte. De mest vanlige påkjenningene på transformatoren er: elektriske påkjenninger (lynoverspenninger, koblingsoverspenninger, temporære overspenninger) termiske påkjenninger mekaniske påkjenninger (i forbindelse med kortslutninger og feilstrømmer, eller i forbindelse med vibrasjoner i maskinhuset) fuktighet og forurensninger I utgangspunktet kan alle typer transformatorer, både oljefylte og tørrisolerte, benyttes i vindturbiner. På grunn av det spesielle miljøet transformatoren er plassert i, bl.a. utsatt for bevegelser/vibrasjoner og et korrosivt miljø, og fordi belastningen varierer ofte og til dels mye, er transformatoren ofte spesielt tilpasset for bruk i vindturbiner. Transformatorer som benyttes leveres imidlertid ofte av vanlige transformatorleverandører Oljefylte transformatorer I en oljefylt transformator er jernkjerne og viklinger plassert i en transformatorkasse (kapsling) som er fylt med olje. Oljens primære funksjon er å transportere varme bort fra kjerne og viklinger. Oljens sekundære funksjon er å sørge for elektrisk isolasjon mellom viklinger og kapsling. Det benyttes både mineralolje og vegetabilsk isolervæske. Vegetabilske isolervæsker er noe dyrere enn mineraloljer (ca. 10 %), men har bedre hygroskopiske egenskaper, høyere selvantennelsestemperatur, samt mindre gassutvikling ved lysbuer. Det har i økende grad blitt benyttet silikonolje i transformatorer i vindturbiner da denne oljen ikke kan brenne

114 Transformator Nå har det også kommet en ny miljøvennlig olje FR3. Dette er en ren planteolje som er hurtig og fullstendig nedbrytbar i både jord og vann, og som derfor ikke har noen negative miljøeffekter. Den har også et svært høyt brennpunkt på 360 C. Den ligger prismessig på samme nivå som silikonolje, og forventes å erstatte denne. Oljefylte transformatorer er mer driftssikre og har høyere virkningsgrad (mindre tap) enn tørrisolerte. Oljefylte transformatorer har normalt også lavere støynivå og lavere pris Tørrisolerte transformatorer I de fleste tilfeller benyttes likevel tørrisolerte transformatorer. Høyspenningsviklingen er støpt i glassfiberarmert epoxy. Etter som transformatoren ikke inneholder olje, er det ikke nødvendig med kapsling. Enkelte tørrisolerte transformatorer har likevel kapsling som ekstra beskyttelse. Fordelen med tørrisolerte transformatorer er først og fremst redusert risiko i forbindelse med ev. brann, selv om også disse vil kunne brenne og avgi røykgasser. Noen tørrisolerte transformatorer er modulært oppbygd, slik at de kan monteres/demonteres på stedet. I tillegg unngår man oljegruve Alternative plasseringer av transformatoren Transformatoren er enten plassert oppe i maskinhuset, i bunnen av tårnet, eller i en egen bygning utenfor tårnet. Plasseringen av transformatoren vil ofte ha sammenheng med klimaforhold og temperaturer. I maskinhuset Fordelen med å plassere transformatoren i maskinhuset er reduserte elektriske tap i lavspenningsoverføringen fra generator til transformator, samt at man kan benytte en billigere kabel ned gjennom tårnet. Ulempene er økt vekt i maskinhuset, mer utsatt for klimapåkjenninger og vibrasjoner, høyere kostnader ved eventuell utskifting, samt risikoen knyttet til en eventuell brann. I bunnen av tårnet I vårt forholdsvis kalde klima vil plassering av transformatoren i bunnen av tårnet være gunstig. I vindturbinen er det montert et stort antall elektroniske komponenter som må ha akseptabel driftstemperatur. Transformatoren avgir også varme som passerer bunnstyring og videre gjennom tårnet til toppstyringen, noe som er gunstig i et kaldt klima. Ved denne plasseringen må man ha planlagt og gjort spesielle forberedelser for et eventuelt transformatorhavari. Mange transformatorer er bygd opp av moduler slik at de kan demonteres inne i transformatorrommet. Til hjelp ved demontering er det ofte montert en H-bjelke med løfteutstyr (løpekatt). Inngangsdøren til tårnet må også være utformet med tanke på utskifting av transformatoren, ev. transformatormoduler som f.eks. spoler. Ved plassering av transformatoren i maskinhuset eller i bunnen av tårnet bør det overveies å montere lysbueovervåkning som avbryter høyspenningsbryteren ved en lysbue pga. feil på anlegget (hvis dette ikke allerede er montert). På denne måten kan brann i maskinhuset eller tårnet forhindres. Dette er spesielt viktig når det er personell som arbeider i vindturbinen

115 Transformator Figur 15.1 Transformator på Mehuken (Foto: SFE) Figur 15.1 viser en transformator i en Vestas V-52 vindturbin på Mehuken. Transformatoren er en Siemens Type 4GB ka, 850 kw, med et omsetningsforhold 690/22000 volt. Transformatoren er beskyttet med overspenningsavledere, og høyspenningskablene går fra transformatorens sekundærside til lastbryteranlegget, som er tilknyttet det lokale nettet. I egen bygning Ved andre klimaforhold vil en plassering i ekstern nettstasjon være å foretrekke. Fordelene med å plassere transformatoren i en egen bygning er redusert vekt i maskinhuset, redusert risiko knyttet til brann, samt enklere vedlikehold og eventuell utskifting. Ulempene er økte elektriske tap i lavspenningsoverføringen fra generator til transformator, samt økte investeringskostnader til egen bygning

116 Transformator 15.2 Skadetyper På transformatorer vil i hovedsak følgende skadetyper kunne oppstå: oljelekkasje varmgang varmgang i kontaktpunkt viklingskortslutning redusert isolasjonsmotstand sprekker i isolasjon skadet/defekt kjølesystem skadet/defekt vibrasjonsdemping løse/defekte bolteforbindelser Disse skadetypene er nærmere beskrevet i Tabell 15.1 Tabell Tabell 15.1 Transformator Oljelekkasje - Defekt pakning - Defekt sveisesøm Mulige konsekvenser - Transformatorhavari Tilstandskontrollmetoder - Visuell inspeksjon [A] - Nivåmåling i oljekonservator [A] - Synlige tegn til oljelekkasje - Lavt oljenivå Tabell 15.2 Transformator Varmgang - For høy belastning - For høy omgivelsestemperatur - Skadet/defekt kjølesystem Mulige konsekvenser - Oksydasjon - Redusert isolasjonsmotstand - Redusert levetid Tilstandskontrollmetoder - Visuell inspeksjon [A] - Temperaturovervåkning [A] - Synlige tegn til varmgang - Høy temperatur Tabell 15.3 Transformator Varmgang i kontaktpunkt - For høy belastning - For høy omgivelsestemperatur - Dårlige kontaktforbindelser - Kabler i spenn Mulige konsekvenser - Fastsveising/smelting av kontaktpunkt - Lysbue - Elektrisk brudd Tilstandskontrollmetoder - Visuell inspeksjon [A] - Termografering [A] - Synlige tegn til varmgang - Høy temperatur i kontaktpunkt

117 Transformator Tabell 15.4 Transformator Viklingskortslutning - Svikt i isolasjonen - Lynoverspenninger Mulige konsekvenser - Varmgang - Transformatorhavari Tilstandskontrollmetoder - TTR-test [A] - Resistansmåling [A] - Ulike fasespenninger Tabell 15.5 Transformator Redusert isolasjonsmotstand - Varmgang, overbelastning over tid - Fuktighet Mulige konsekvenser - Gjennomslag i isolasjonen - Kortslutning Tilstandskontrollmetoder - Isolasjonsmåling [A] - For lav isolasjonsresistans Tabell 15.6 Transformator Sprekker i isolasjonen - Store lastvariasjoner med tilhørende temperaturdifferanser og skjærkrefter - Fabrikasjonsfeil, ev. underdimensjonert transformator Mulige konsekvenser - Gjennomslag i isolasjonen Tilstandskontrollmetoder - Visuell inspeksjon [A] - Synlige tegn til sprekker Tabell 15.7 Transformator Skadet/defekt kjølesystem - Tett luftfilter - Gjentetting av rør - Defekt kjølevifte Mulige konsekvenser - Varmgang i transformator Tilstandskontrollmetoder - Visuell inspeksjon [A] - Synlige tegn til skade Tabell 15.8 Transformator Skadet/defekt vibrasjonsdemping - Mekaniske påkjenninger Mulige konsekvenser - Transformatorhavari Tilstandskontrollmetoder - Visuell inspeksjon [A] - Synlige tegn til skade

118 Transformator 15.3 Tilstandskontrollmetoder Visuell inspeksjon Visuell inspeksjon av transformator skal primært avdekke slitasje og skader som kan observeres uten demontering av transformatoren. Avhengig av type og konstruksjon skal følgende punkter kontrolleres: unormale lyder eller unormale vibrasjoner 14 skadet/defekt eller løs/manglende bolteforbindelse tilkobling av kraftkabler overoppheting av kabelsko skadet/defekt vibrasjonsdemping luftinntak kjølesystem tilsmussing temperaturovervåkning På oljefylte transformatorer skal i tillegg følgende punkter kontrolleres: oljelekkasje (gjennomføringer, trinnkobler, pakninger, avtapningskraner, oljenivåmåler, termometerlomme og sveisesømmer) farge på oljen i oljenivåmåler på konservator Det vises til REN blad nr versjon v1-01/2006: Vedlikehold - Nettstasjon - Fordelingstransformator for inspeksjon av oljefylte fordelingstransformatorer. Den visuelle inspeksjonen kan utvides til også å omfatte Kontroll av tiltrekkingsmoment og Termografering. Kriterier for karaktersetting er gitt i Tabell Tabell 15.9 Transformator Visuell inspeksjon Karakter Kriterier for karaktersetting 1 Ingen synlige tegn til oljelekkasje eller skade 2 Tilsmussing. Antydning til oljelekkasje. 3 Kraftig tilsmussing. Begrenset oljelekkasje. Skadet kapsling. 4 Betydelig oljelekkasje. Fastsveiset/defekt kontaktpunkt. For høyt/lavt oljenivå. 14 Kontroll av unormale lyder eller unormale vibrasjoner må gjøres under drift

119 Transformator Termografering Det vises til REN blad nr Versjon 1-01/2006: Vedlikehold - Nettstasjon - Utførelse av termografering for beskrivelse av tilstandskontrollmetoden. Kriterier for karaktersetting er gitt i Tabell Tabell Transformator Termografering Karakter Kriterier for karaktersetting 1 Ingen tegn til varmgang 2 Antydning til varmgang 3 Tydelig varmgang 4 Alvorlig varmgang Oljeanalyse Det vises til SINTEF Energiforsknings Info-blad 12.2: Analyse av transformatorolje (mineralolje) som tilstandskontroll for beskrivelse av tilstandskontrollmetoden. Kriterier for karaktersetting er gitt i Tabell Tabell Transformator Oljeanalyse Karakter Kriterier for karaktersetting Maskinovervåking Ved hjelp av maskinovervåkning kan følgende parametre/tilstander i transformatoren overvåkes: viklingstemperatur oljetemperatur spenning per fase strøm per fase Kriterier for karaktersetting er gitt i Tabell Tabell Transformator Maskinovervåkning Karakter Kriterier for karaktersetting 1 Ingen varsel eller alarm 2-3 Varsel fra kontrollanlegget 4 Alarm fra kontrollanlegget

120 Transformator Tilstandskontrollmetoder ved spesielle behov Ved mistanke om feil på transformatoren kan det være aktuelt å gjennomføre feilsøking ved hjelp av for eksempel motstandsmåling, isolasjonsmåling (megging), spenningsmåling, måling av dielektrisk tapsfaktor (tanδ), eller TTR-test (Transformer Turns Ratio) Motstandsmåling Med ohmmeter måles motstanden mellom alle faser etter tur, både på primær- og sekundærsiden (det skal være forbindelse ved alle koblingsgrupper). Målingen kan detektere endringer i resistansen, noe som kan indikere en begynnende feil. Målingen kan også benyttes til å kontrollere viklingene og overgangsmotstanden i trinnkobleren Isolasjonsmåling (megging) 5 kv påtrykkes mellom en fase på høyspenningssiden og alle fase på lavspenningssiden samt jord etter tur Denne målingen skal vise uendelig motstand da det ikke skal være elektrisk forbindelse mellom primær- og sekundærviklingene. Det vises forøvrig til REN blad nr versjon v1-6/2006: Drift - Nettstasjon - Fordelingstransformator - Isolasjonsmåling for en beskrivelse av hvordan målingen skal utføres for ulike koblingsgrupper Spenningsmåling Høyspenningssiden påtrykkes 230 V, og spenningen på lavspenningssiden måles. Ved en feilfri transformator er målt spenning på lavspenningssiden gitt av omsetningsforholdet i transformatoren. Hvis det er kortslutning i transformatoren, vil man ved hjelp av amperemeter avdekke at det går strøm i minst 2 faser på tilførselsledningene på høyspenningssiden Måling av dielektrisk tapsfaktor (tanδ) Måling av dielektrisk tapsfaktor (tanδ) benyttes primært for å måle isolasjonsevnen i oljen TTR-test TTR-test (Transformer Turns Ratio test) er en test på omsetningsforholdet i transformatoren. Målingen gjøres ved å påtrykke en spenning (som kan være lavere enn den nominelle spenningen) på primærsiden, og deretter måle spenningen på sekundærsiden. Ved tomgang, når lasten er frakoblet, er forholdet mellom primær- og sekundærspenningen gitt av forholdet mellom antall vindinger på primær- og sekundærsiden. TTR-testen vil derfor primært avdekke viklingskortslutning. I tillegg måles også magnetiseringsstrøm og fasevinkel, slik at testen også kan avdekke bl.a. virvelstrømmer eller skader på jernkjernen, trinn-innstillingsfeil, og feil på trinnkobler

121 Transformator 15.4 Tilstandskontrollprogram Tabell Transformator Tilstandskontrollprogram Tidsintervall Måling 1 år Visuell inspeksjon 1 år Kontroll av tiltrekkingsmoment 1 år Termografering 2 år Oljeanalyse Ved mistanke Motstandsmåling Ved mistanke Isolasjonsmåling Ved mistanke Spenningsmåling Ved mistanke Måling av dielektrisk tapsfaktor (tanδ) Ved mistanke TTR-test

122

123 Overføringskabel 16 Overføringskabel (641.DDD) 16.1 Komponentbeskrivelse Kabelens primære funksjon er å overføre driftsstrøm og dimensjonerende kortslutningsstrømmer uten overoppheting eller for høye tap. Kabelens sekundære funksjon er å holde driftsspenning og dimensjonerende overspenninger uten at kabelisolasjonen bryter sammen (gjennomslag). I en vindturbin benyttes normalt en lavspenningskabel mellom generatoren og transformatoren, og en høyspenningskabel mellom transformatoren og et sentralt punkt i nettet (transformatorstasjon). Kabelen er normalt seksjonert, med et eget kabelskap med tilkoblinger øverst i tårnet, eventuelt også med koblingsskap midt i tårnet. En kabelseksjon går da fra generator /transformator i maskinhuset til kabelskapet, og en annen kabelseksjon går ned gjennom tårnet. Dette skyldes først og fremst at kabelen som overfører den elektriske energien fra maskinhuset til tårnbunnen ofte har en spesiell konstruksjon slik at de tåler de mekaniske påkjenningene ved å bli tvinnet pga. dreiningen av maskinhuset. Hvis transformatoren er plassert i maskinhuset, er dette en høyspenningskabel, ellers er det en lavspenningskabel. I enkelte vind turbiner er kablene forhåndsmontert i tårnsegmentene. Etter oppsetting av tårnet samles kablene i kabelskap eller med pressede muffer ved hver tårnskjøt. Figur 16.1 Strekkavlastning av kabler ved toppstyring (Foto: SFE) Figur 16.2 Kabelfeste med beskyttelse, og kabelskap midt i tårnet (Foto: SFE)

124 Overføringskabel 16.2 Skadetyper På kabler vil i hovedsak følgende skadetyper kunne oppstå: vanntrevekst partielle utladninger termisk aldring kontaktsvikt kontaktaldring korrosjon kappefeil skadet/defekt endeavslutning slitasje Disse skadetypene er nærmere beskrevet i Tabell 16.1 Tabell 16.7 Tabell 16.1 Overføringskabel Vanntrevekst - Kabelkonstruksjon - Feil ved utlegging - Omgivelser (fuktighet og/eller skarpe gjenstander) Mulige konsekvenser - Kortslutning Tilstandskontrollmetoder - Måling av dielektrisk tapsfaktor (tanδ) - Måling av polarisasjon- og depolarisasjonsstrøm - Måling av partielle utladninger - Gjennomslagsprøving / Mikroskopiundersøkelse - Tabell 16.2 Overføringskabel Partielle utladninger - Kabelkonstruksjon - Produksjonsfeil - Feilmontasje Mulige konsekvenser - Kortslutning Tilstandskontrollmetoder - Elektrisk måling av partielle utladninger - Akustisk måling av partielle utladninger - Tabell 16.3 Overføringskabel Termisk aldring - Varmepåvirkning - Uegnede kabler Mulige konsekvenser - Krakelering av isolasjonen - Berøringsfare Tilstandskontrollmetoder - Visuell inspeksjon [A] - Synlige tegn til aldring

125 Overføringskabel Tabell 16.4 Overføringskabel Kontaktsvikt - Vibrasjoner - Manglende ettertrekking av bolteforbindelser Mulige konsekvenser - Varmgang i kontakt - Brann Tilstandskontrollmetoder - Visuell inspeksjon [A] - Termografering [A] - Synlige tegn til varmgang Tabell 16.5 Overføringskabel Kontaktaldring - Mulige konsekvenser - Tilstandskontrollmetoder - Visuell inspeksjon [A] - Termografering [A] - Synlige tegn til varmgang Tabell 16.6 Overføringskabel Korrosjon - Mulige konsekvenser - Tilstandskontrollmetoder - Visuell inspeksjon [A] - Synlige tegn til korrosjon Tabell 16.7 Overføringskabel Slitasje - Dårlig eller manglende innfesting, knekte kabelstrips - Dårlig montasjearbeid - Manglende slitasjebeskyttelse ved f.eks. plattformer i tårnet - Skader på strekkavlastning øverst i tårnet Mulige konsekvenser - Slitasje gjennom kappe og isolasjon - Kortslutning - Jordslutning Tilstandskontrollmetoder - Visuell inspeksjon [A] - Synlige tegn til slitasje

126 Overføringskabel 16.3 Tilstandskontrollmetoder Visuell inspeksjon Visuell inspeksjon av overføringskabel skal primært avdekke synlige skader i kabelkappe eller innfesting av kabelen. Avhengig av type og konstruksjon skal følgende punkter kontrolleres: skader eller sprekker i kabelkappe kabelstrammere innfesting/strekkavlastning jordingsforbindelse alle steder hvor kabelen kan berøre andre komponenter, og hvor det kan oppstå slitasje Kriterier for karaktersetting er gitt i Tabell Tabell 16.8 Overføringskabel Visuell inspeksjon Karakter Kriterier for karaktersetting 1 Ingen synlige tegn til skade 2 Begrenset slitasje på kappe. Knekte kabelstrips. 3 4 Slitasje gjennom kappe/isolasjon. Store sprekker i kappe/isolasjon Termografering Termografering kan gjennomføres på hele kabelføringen, men er spesielt viktig i forbindelse med tilkoblinger i koblingsskap. Det vises til REN blad nr Versjon 1-01/2006: Vedlikehold - Nettstasjon - Utførelse av termografering for beskrivelse av tilstandskontrollmetoden. Kriterier for karaktersetting er gitt i Tabell Tabell 16.9 Overføringskabel Termografering Karakter Kriterier for karaktersetting 1 Ingen tegn til varmgang 2 Antydning til varmgang 3 Tydelig varmgang 4 Alvorlig varmgang

127 Overføringskabel Tilstandskontrollmetoder ved spesielle behov Ved mistanke om feil på kabelen kan det være aktuelt å gjennomføre feilsøking ved hjelp av for eksempel isolasjonsmåling (megging), kappemåling, måling av dielektrisk tapsfaktor (tanδ), måling av polarisasjon- og depolarisasjonsstrøm, eller måling av partielle utladninger Isolasjonsmåling (megging) Det vises til REN blad nr versjon v1-8/2006: LS Distribusjonsnett kabel - Isolasjonsmåling for beskrivelse av tilstandskontrollmetoden Kappemåling Det vises til REN blad nr versjon v1-8/2006: HS distribusjonsnett - Kabel - Kappemåling og lokalisering av kappefeil og SINTEF Energiforsknings Info-blad 9.49: Kappeprøving av 12 og 24 kv polymer jordkabel for beskrivelse av aktuelle tilstandskontrollmetoder. PVC har evnen til å ta opp langt større mengder vann enn PE, og lekkstrømmen har sammenheng med vanninnholdet. Grenseverdiene er derfor forskjellige for PE- og PVCkapper Måling av dielektrisk tapsfaktor (tanδ) Denne metoden baserer seg på å påtrykke en lavfrekvent (typisk 1 mhz 10 Hz) vekselspenning, og isolasjonens tapsfaktor bestemmes ut fra amplitude og fase til resulterende strøm. Forskning viser at tapsfaktoren øker med økende vanntrealdring. Typiske verdier for ualdret kabel er 10-4, mens for vanntrealdret kabel kan den øke til I tillegg vil tapsfaktoren øke med økende prøvespenning for vanntrealdrete kabler, men være uavhengig av spenningen for ualdrete kabler. En slik ulinearitet kan inntre ved prøvespenninger lavere enn driftspenningen Måling av polarisasjon- og depolarisasjonsstrøm Ved å påtrykke en stabil likespenning en viss tid (typisk 5 10 minutter), og deretter korstlutte kabelisolasjonen i noen sekunder, kan depolarisasjonsstrømmen måles i kortslutningskretsen. Dersom kortslutningen oppheves etter noen sekunder, vil det bygge seg opp en spenning: tilbakevendende spenning. Denne tilstandskontrollmetoden er i prinsippet det samme som å måle depolarisasjonsstrøm. Depolarisasjonsstrømmen må korrigeres for kabelens kapasitans, mens tilbakevendende spenning er uavhengig av kabelens geometri. Både depolarisasjonstrømmen og den tilbakevendende spenningen øker med økende vanntrealdring. De vil også øke med økende påtrykt spenning både for ualdret og aldrete

128 Overføringskabel kabler. Det har imidlertid vist seg at for vanntrealdrete kabler øker strømmen/spenningen mer enn lineært. Denne ulineariteten kan inntre ved spenninger lavere enn driftsspenningen. Ved hjelp av Fouriertransformasjon kan tapsfaktoren beregnes ut fra både måling av tilbakevendende spenning og depolarisasjonsstrøm Måling av partielle utladninger Tilstandskontrollmetoder for deteksjon av vanntrevekst kan deles i to kategorier: destruktive prøver i laboratorium og ikke-destruktive feltprøver. Det finnes ennå ingen sikker, ikke-destruktiv tilstandskontrollmetode til feltbruk for diagnostisering av kabler med tanke på vanntrevekst og levetid. Det eksisterer ulike typer måleutstyr for kabeldiagnose, men målemetodikk og resultattolkning er fortsatt på forskningsstadiet. Forskning viser at sikker diagnose krever en kombinasjon av flere tilstandskontrollmetoder, men det må bygges opp en større database med erfaringsgrunnlag fra de ulike kabeltyper før metodene kan kommersialiseres. Ulike kabelkonstruksjoner og ulik aldring gir ulik karakteristisk vanntrevekst. Sammen med ulike vanntrelengder og vanntretetthet gir dette svært ulik målerespons. Dagens status er altså at sikker deteksjon av vanntrevekst krever materialundersøkelser i laboratorium. Partielle utladninger sender ut både elektriske strømpulser og akustiske lydbølger, slik at det er flere ulike tilstandskontrollmetoder som egner seg til å påvise utladningene. Hvilken tilstandskontrollmetode som er best egnet avhenger av hvor i kabelanlegget utladningene oppstår (i selve kabelen eller i kabelutstyr), og hvorvidt det er snakk om indre eller ytre utladninger. Alle metodene er ikke-destruktive målinger som kan utføres i felt. Figur 16.3 Mikroskopi-bilde av gjennomslag gjennom elektrisk tre som er initiert i spissen av et ventilert vanntre. Det elektriske treet gir partielle utladninger. (Foto: SINTEF)

129 Overføringskabel Denne målingen består i å måle utladningsnivået til kabelen under påtrykk av høyspenning. Ved langt fremskreden vanntrevekst kan det initieres elektriske trær fra vanntrestrukturen, og elektriske trær gir partielle utladninger. Hvorvidt utladningene kan relateres til vanntrevekst må imidlertid undersøkes ved mikroskopiundersøkelse i laboratorium (destruktiv prøve) Elektrisk måling av partielle utladninger Elektrisk utladningsmåling er den metoden som egner seg best for deteksjon av feil i selve kabelen eller i nedgravde skjøter. Metoden baserer seg på deteksjon av strømpulser fra eventuelle partielle utladninger ved tilkobling av måleutstyr i en av kabelendene. Måleutstyret består av en deteksjonskrets som skiller ut partielle utladninger fra kabelanlegget, koblingskondensator samt registreringsinstrument (viserinstrument, oscilloskop eller instrument som gir fase-oppløst plott). Elektriske utladningsmålinger er ømfintlige for ekstern elektrisk støy, hvilket kan gjøre feltmålinger kompliserte (behov for filtrering av støy). Denne metoden kan gi informasjon om utladningenes amplitude og fase, men gir ikke muligheter for punkt-lokalisering av utladningskilden. Figur 16.4 Partielle utladninger kan detekteres fra elektisk trevekst. Bildet viser et elektrisk tre initiert fra spissen av et ventilert vanntre. (Foto: SINTEF)

130 Overføringskabel Figur 16.5 Feil montering av skjøtehylse kan føre til termisk overbelastning av isolasjonen. Dette skaper hulrom som gir partielle utladninger. Bildet viser misfarging av isolasjonen pga. termisk overbelastning. (Foto: SINTEF) Akustisk måling av partielle utladninger Måling av akustiske bølger er den metoden som egner seg best på åpne anleggsdeler, hovedsakelig endeavslutninger. I tillegg til registrering av eventuelle utladninger, gir denne metoden en nøyaktig lokalisering av utladningskilden. Det finnes to metoder for måling av akustiske bølger: måling med mikrofon i luft, og måling med sensor i direkte kontakt med anleggsdelen. Måling med mikrofon i luft egner seg best på ytre utladninger som f.eks. overflateglimming eller luftoverslag mellom faser på endeavslutninger. Måling med sensor i direkte kontakt med anleggsdelen egner seg best på indre utladninger som f.eks. feil inne i endeavslutninger eller tilgjengelige skjøter. Det vises til REN blad nr versjon v1-01/2006: Tilstandskontroll - Nettstasjon - HS kabel Detektering av glimming i endeavslutning ved bruk av spesialapparater for beskrivelse av tilstandskontrollmetoden

131 Overføringskabel Figur 16.6 Endeavslutning med klumpete pålegging av halvledende tape. Lakk under tapen er erodert bort, hvilket resulterte i store partielle utladninger. (Foto: SINTEF) 16.4 Tilstandskontrollprogram Tabell Overføringskabel Tilstandskontrollprogram Tidsintervall Måling 1 år Visuell inspeksjon 2 år Termografering Ved mistanke Isolasjonsmåling (megging) Ved mistanke Kappemåling Ved mistanke Måling av dielektrisk tapsfaktor (tanδ) Ved mistanke Måling av polarisasjon- og depolarisasjonsstrøm Ved mistanke Måling av partielle utladninger

132

133 Kontrollanlegg 17 Kontrollanlegg (742.DDD) 17.1 Komponentbeskrivelse Kontrollanleggets primære funksjon er å sikre forsvarlig drift av vindturbinen under alle forhold, både normale driftsforhold, under ekstreme påkjenninger, og under feilsituasjoner. Eksempler på nødvendige funksjoner er: holde driftsparametre innenfor normale grenser opprettholde automatisk drift holde rotor innrettet mot vindretningen kontrollere rotorhastigheten beskytte vindturbinen mot skader pga. høye vindhastigheter gi varsel ved registrerte feilfunksjoner stans av vindturbinen ved for høye vindhastigheter, utfall av nett, alvorlige feilsituasjoner, planlagt vedlikeholdsarbeid, osv. registrering av driftsdata, produksjonsdata, feillister osv. For å oppnå en optimal energiproduksjon innenfor normale driftsforhold er det viktig med en nøyaktig styring av delsystemer som dreiesystem, pitch-system, generator og frekvensomformer. Denne styringen kan være basert på både elektrisk, mekanisk, hydraulisk og pneumatisk styring. For å kunne styre disse delsystemene er det viktig med nøyaktig informasjon om mange ulike driftsparametre. Moderne vindturbiner er derfor normalt utstyrt med avanserte styrings- og overvåkningssystemer, og de nødvendige parametrene samles inn ved hjelp av sensorer og transdusere. Kontrollanlegget består av styreskap, signalkabler, sensorer, transdusere. For komponentbeskrivelser, skademekanismer, tilstandskontrollmetoder, tilstandskontrollprogram, flytdiagrammer og tilstandskontrollskjema vises det til Tilstandskontroll av vannkraftverk, Håndbok Kontrollanlegg. Det er også viktig å minne om at informasjon fra kontrollanlegget også kan benyttes som en viktig del av tilstandsovervåkningen. Dette gjelder f.eks. overvåkning av vibrasjoner og temperaturutvikling. Analyser basert på disse dataene er også nyttige med tanke på tilstandsovervåkning, estimering av restlevetider, og planlegging av det forebyggende vedlikeholdet. Figur 17.1 Del av kontrollanlegget, og en rysteføler på tårnvibrasjoner (Foto: SFE)

134 Kontrollanlegg Tabell 17.1 Aktuelle parametre fra kontrollanlegget Enhet Data Standard 1) Type 2) Blader Temperatur V Bladrot bøyemoment Vibrasjoner Rotor Rotorposisjon V Pitch-system Pitch-vinkel for hvert blad Pitch-vinkel hastighet for hvert blad Lagring 3) S V V Oljetrykk S A Oljenivå S A Aksling Rotorhastighet S V + Dreiemoment Lager Lagertemperatur S V Vibrasjoner Dreiesystem Dreievinkel S V + Rotorbrems Bremsetid + Hydraulikk- Oljetemperatur S V + aggregat Oljetrykk S A Oljenivå S A Start/stopp oljepumpe V S V + Pumpetid S V + Gir Oljetemperatur S V + Oljenivå S A Filter differansetrykk S A Lagertemperatur S V + Vibrasjoner (lager) Generator Viklingstemperatur S V + Spenning per fase S V Strøm per fase S V Samplfrekvens Omdreiningshastighet S Lagertemperatur S V + Vibrasjoner (lager) Frekvens- Temperatur S V + omformer Spenning per fase S V Strøm per fase S V Luftfuktighet S A V V V Format Merknad 4)

135 Kontrollanlegg Enhet Data Standard 1) Type 2) Lagring 3) Transformator Viklingstemperatur S V + Oljetemperatur S V + Spenning per fase S V Strøm per fase S V Maskinhus Lufttemperatur S V + Tårn Tårnsvingninger S A Samplfrekvens Lynavledningssystem Antall lynnedslag 5) + Aktiv effekt S V + Reaktiv effekt S V + Effektfaktor S V + Frekvens S V + Produsert energi S V + Produksjonstid S V + Tid i tilstand OK S V + Tid i tilstand Feil S V + Tid Nett ute S V + Tid Eksterne feil S V + Feilstatus S V + Tilgjengelighet S V + Meteorologiske Vindhastighet S V + data 6) Vindretning S V + 1) 2) 3) 4) 5) 6) Lufttemperatur S V + Lufttrykk Format Merknad Luftfuktighet Med Standard menes om målingen er standard i de fleste SCADA-systemer (S), om målingen må bes om spesielt, eller om målingen kommer fra typiske tilstandskontrollsystemer. Med Type menes om målingen gir en måleverdi (V) (temperaturmåling), eller om målingen kun gir en alarm (A) om at en grenseverdi er overskredet, og derfor kun benyttes til varsling (temperaturvakt) eller utkobling (temperaturvern). + angir at parameteren bør lagres, mens angir at historiske verdier ikke er spesielt viktige. For å holde lagringsbehovet så lavt som mulig, bør ikke presisjonen være større enn nødvendig. Bremsetid på rotorbrems, og antall lynnedslag, registreres normalt ikke, men det er et klart ønske om at dette blir registrert. Bør om mulig suppleres med informasjon om tidspunkt, energiinnhold, positive/negative lyn, osv. Disse verdiene bør normaliseres til en spesifikk lufttetthet. 4)

136 Kontrollanlegg 17.2 Skadetyper På kontrollanlegg vil i hovedsak følgende skadetyper kunne oppstå: tilsmussing dårlig kontakt i kabeltilkobling Isolasjonsfeil Skadet/defekt del (kontaktor, spole, relé, DC-DC-omformer, overspenningsavleder) Denne skadetypen er nærmere beskrevet i Tabell 17.2 Tabell Tabell 17.2 Kontrollanlegg Tilsmussing - Forurensninger eller høyt saltinnhold i luften Mulige konsekvenser - Varmgang Tilstandskontrollmetoder - Visuell inspeksjon [A] - Termografering [C] - Synlige tegn til tilsmussing - Temperaturøkning - Tilsmussing av filter i luftinntak Tabell 17.3 Kontrollanlegg Dårlig kontakt i kabeltilkobling - For lavt tiltrekkingsmoment - Dårlig kontakt i kabelsko Mulige konsekvenser - Varmgang Tilstandskontrollmetoder - Visuell inspeksjon [A] - Kontroll av tiltrekkingsmoment [A] - Termografering [C] - Misfarging pga. varmgang - Løse bolteforbindelser - Temperaturøkning Tabell 17.4 Kontrollanlegg Isolasjonsfeil - Mekaniske skader - Gnageskader fra mus Mulige konsekvenser - Kortslutning - Jordslutning Tilstandskontrollmetoder - Visuell inspeksjon [A] - - Synlige tegn til skader på kappe/isolasjon

137 Kontrollanlegg Tabell 17.5 Kontrollanlegg Skadet/defekt del - Mekaniske skader - Lynoverspenninger Mulige konsekvenser - en stanser Tilstandskontrollmetoder - Visuell inspeksjon [A] - Maskinovervåkning [C] - Synlige tegn til skader 17.3 Tilstandskontrollmetoder Visuell inspeksjon Visuell inspeksjon av kontrollanlegget skal primært avdekke tilsmussing og varmgang. Avhengig av type og konstruksjon skal følgende punkter kontrolleres: styreskap og dører er uskadet og tette innfesting av kabelsko tilkoblinger på rekkeklemmer, reléer kontaktorer, spoler, reléer, DC-DC-omformere, overspenningavledere ledningsføringer filtre i luft tilgang og avgang tetthet for mus Den visuelle inspeksjonen kan utvides til også å omfatte funksjonskontroll av varmeelement i styreskapet, samt Termografering. Kriterier for karaktersetting er gitt i Tabell Tabell 17.6 Kontrollanlegg Visuell inspeksjon Karakter Kriterier for karaktersetting 1 Ingen synlige tegn til skade 2 Tilsmussing. Tegn til varmgang. Skadet dør/skap. 3 Skadet ledningsisolasjon. Tette luftfilter 4 Defekt ledningsisolasjon

138 Kontrollanlegg Funksjonskontroll Følgende komponenters tilstand kan ikke observeres ved hjelp av visuell inspeksjon, og de har derfor behov for funksjonskontroll: start og innkobling av generatorer innkobling av fasekompensering normal stopp parkeringsbrems nødstopp vibrasjonsindikator/-endebryter registrering av vibrasjoner fra aksellerometre (tårnsvingninger/bladsvingninger) måling av strømforbruk ved dreining funksjon av dreiesystemet kabeltvinningsbryter, automatisk uttvinning av kabel overføring av feilmeldinger til driftssentral Hele sikkerhetskjeden (alle stoppfunksjoner) skal kontrolleres årlig ved hovedettersyn Enkelte erfarne inspektører starter funksjonskontrollen med å påtrykke kunstige feil, f.eks. ved å koble fra turtallssignalet fra akslingen. Deretter observeres om systemet gir korrekt respons. Det presiseres at slike tester krever at inspektøren har tilstrekkelig kompetanse og vet hva han gjør, slik at vindturbinen ikke påtrykkes unødig store påkjenninger. Kriterier for karaktersetting er gitt i Tabell Tabell 17.7 Kontrollanlegg Funksjonskontroll Karakter Kriterier for karaktersetting 1 Funksjon OK Funksjon ikke OK

139 Kontrollanlegg Termografering Det vises til REN blad nr Versjon 1-01/2006: Vedlikehold - Nettstasjon - Utførelse av termografering for beskrivelse av tilstandskontrollmetoden. Figur 17.2 Termografering av 230 V fordeling i et vannkraftverk (Foto: TrønderEnergi) Kriterier for karaktersetting er gitt i Tabell Tabell 17.8 Kontrollanlegg Termografering Karakter Kriterier for karaktersetting 1 Ingen tegn til varmgang 2 Antydning til varmgang 3 Tydelig varmgang 4 Alvorlig varmgang 17.4 Tilstandskontrollprogram Tabell 17.9 Kontrollanlegg Tilstandskontrollprogram Tidsintervall Måling 1 år Visuell inspeksjon 1 år Termografering 1 år Funksjonskontroll

140

141 Navdeksel 18 Navdeksel (848.DDD.110) 18.1 Komponentbeskrivelse Navdekselets (spinnerens) primære funksjon er å beskytte navet og bladlagrene mot ytre påkjenninger som f.eks. vær og vind. Navdekselet et laget i glassfiber, og er festet til navet med bolter. Det er i tillegg avstivet med støttebeslag i tilknytning til bladlagrene. Det er også en luke i navdekselet, slik at man kan feste et løfteåk for løfting av rotor. På noen vindturbiner benyttes også navdekselet som adkomstvei til navet Skadetyper På navdekselet vil i hovedsak følgende skadetyper kunne oppstå: slitasje krakelering, sprekker løse/defekte bolteforbindelser Disse skadetypene er nærmere beskrevet i Tabell 18.1 og Tabell Tabell 18.1 Navdeksel Slitasje - Mekanisk slitasje Mulige konsekvenser - Krakelering, sprekkvekst - Løst navdeksel, støy ved rotasjon Tilstandskontrollmetoder - Visuell inspeksjon [A] - Synlige tegn til slitasje Tabell 18.2 Navdeksel Krakelering, sprekker - Materialtretthet Mulige konsekvenser - Hele eller deler av navdeksel faller av Tilstandskontrollmetoder - Visuell inspeksjon [A] - Synlige tegn til krakelering eller sprekker

142 Navdeksel 18.3 Tilstandskontrollmetoder Visuell inspeksjon Visuell inspeksjon av navdeksel er i det vesentligste en malingskontroll der man ser etter antydninger til sprekkdannelse. Avhengig av type og konstruksjon skal følgende punkter kontrolleres: sprekker i navdeksel, spesielt i tilknytning til innfesting/bolteforbindelser skadet/defekt eller løs/manglende bolteforbindelse, spesielt i glassfiberforbindelser sprekker ved sveiser i innfesting sprekker ved innfesting av luker Den visuelle inspeksjonen kan utvides til også å omfatte Kontroll av tiltrekkingsmoment. Kriterier for karaktersetting er gitt i Tabell Tabell 18.3 Navdeksel Visuell inspeksjon Karakter Kriterier for karaktersetting 1 Ingen synlige tegn til skade 2 Normal slitasje. Små sår i overflaten. Slitasje eller mindre sprekker ved innfestinger. Krakelering. 3 Løse bolteforbindelser. Begynnende sprekkvekst. 4 Kraftig slitasje. Store eller voksende sprekker Tilstandskontrollprogram Tabell 18.4 Navdeksel Tilstandskontrollprogram Tidsintervall Måling 1 år Visuell inspeksjon 1 år Kontroll av tiltrekkingsmoment Etter omfattende uvær Visuell inspeksjon

143 Maskinhus 19 Maskinhus (848.DDD.200) 19.1 Komponentbeskrivelse Maskinhuset består av et maskinhusdeksel og et maskinhusfundament. Maskinhusdekselets primære funksjon er å beskytte vindturbinens maskineri og kontrollsystem mot ytre påkjenninger som f.eks. vær og vind, fuktighet, salt og partikler i luften. Maskinhusdekselets sekundære funksjon er å redusere støyen mot omgivelsene. Maskinhusdekselet er vanligvis laget i et komposittmateriale (glassfiber), men det finnes også maskinhusdeksel i stål. Maskinhusdekselet har også luker som kan åpnes for utskifting av defekte komponenter, samt muligheter for ventilasjon. Maskinhusfundaments primære funksjon er å være et bærende fundament og å sikre riktig innretning for transmisjonssystem (gir, aksling og lager) og generator. I tillegg er det et festepunkt for dreiesystemet, samt innfesting for maskinhusdekslet. Maskinhusfundamentet er vanligvis en konstruksjon i støpt stål, men det kan også være sveiset eller boltet. Maskinhusfundamentet må ta opp alle krefter fra rotor, samt reaksjonskrefter fra transmisjonssystemet og bremser, og overføre disse kreftene via dreiesystemet til tårnet. Maskinhusfundamentet må være så stivt at det ikke tillater for store relative bevegelser mellom de komponentene som er festet på det. Til maskinhuset hører også avskjerming av roterende maskinelementer i maskinhuset. Alle roterende deler, som nav, hovedaksling, bremseskive, kobling mellom gir og generator, skal være avskjermet. Figur 19.1 Maskinhus i Vestas V90 (Illustrasjon: Vestas)

144 Maskinhus Eksempler på påkjenninger og krefter som maskinhuset utsettes for er: gravitasjonskrefter (statiske) aerodynamiske krefter fra gjennomsnittlig vindhastighet (statiske) tiltemoment (statiske) gyroskopiske krefter pga. dreiebevegelser (transiente) bøye- og vridningsmoment pga. ekstreme vindhastigheter, ekstreme vindkast, ekstreme vindretningsendringer, sterkt vindskjær (transiente) turbulens (stokastiske) I tillegg til vind utsettes maskinhuset også for andre klimatiske påkjenninger som fuktighet, regn, hagl, snø, is, lynnedslag, ekstreme temperaturer/temperaturvariasjoner, solinnstråling, bakterievekst og soppvekst, atmosfærisk korrosjon og abrasiv slitasje pga. partikler i vinden. Figur 19.2 Maskinhus i Enercon E-70 2,3 MW (Illustrasjon: Enercon / TrønderEnergi)

145 Maskinhus 19.2 Skadetyper På maskinhuset vil i hovedsak følgende skadetyper kunne oppstå: slitasje malingsskader sprekker vannlekkasje korrosjon manglende/defekt avskjerming av roterende deler løse/defekte bolteforbindelser Disse skadetypene er nærmere beskrevet i Tabell 19.1 Tabell Tabell 19.1 Maskinhusdeksel Slitasje - Mekaniske påkjenninger Mulige konsekvenser - Vannlekkasje gjennom maskinhusdekselet - Korrosjon i maskinhusfundament Tilstandskontrollmetoder - Visuell inspeksjon [A] - Synlige tegn til slitasje, utrevne biter osv. Tabell 19.2 Maskinhusdeksel Malingsskader - Mekaniske påkjenninger - Vær og vind Mulige konsekvenser - Korrosjon Tilstandskontrollmetoder - Visuell inspeksjon [A] - Synlige tegn til skader Tabell 19.3 Maskinhusdeksel Sprekker - Mekaniske påkjenninger - Vær og vind Mulige konsekvenser - Vannlekkasje Tilstandskontrollmetoder - Visuell inspeksjon [A] - Synlige sprekker

146 Maskinhus Tabell 19.4 Maskinhusdeksel Vannlekkasje - Slitasje - Mekaniske påkjenninger - Feilmonterte eller defekte gummitetninger Mulige konsekvenser - Korrosjon - Følgeskader på elektronikk og elektrisk utstyr Tilstandskontrollmetoder - Visuell inspeksjon [A] - Synlige tegn til vannlekkasje Tabell 19.5 Maskinhusfundament Korrosjon - Mekanisk slitasje - Vannlekkasje Mulige konsekvenser - Sprekkdannelser Tilstandskontrollmetoder - Visuell inspeksjon [A] - Synlige tegn til korrosjon Tabell 19.6 Maskinhusfundament Sprekker - Mekaniske påkjenninger - Vibrasjoner - Støpefeil eller sveisefeil Mulige konsekvenser - Redusert mekanisk styrke i fundamentet - Økte vibrasjoner - Slitasje i dreiesystem - Havari Tilstandskontrollmetoder - Visuell inspeksjon [A] - Synlige sprekker Tabell 19.7 Maskinhus Manglende/defekt avskjerming av roterende deler - Slitasje - Mekaniske påkjenninger - Feilmontasje Mulige konsekvenser - Personskade Prøvemetoder for påvisning - Visuell inspeksjon [A] - Synlige tegn til slitasje, sprekker eller mangler

147 Maskinhus 19.3 Tilstandskontrollmetoder Visuell inspeksjon Visuell inspeksjon av maskinhuset skal primært avdekke skader på maskinhusdeksel og maskinhusfundament. Avhengig av type og konstruksjon skal følgende punkter kontrolleres: slitasje, korrosjon, skader eller sprekker på maskinhusdeksel slitasje og skader på gummitetninger, ev. lekkasje slitasje, korrosjon, skader eller sprekker på maskinhusfundament, spesielt i forbindelse med innfesting av lager, gir og generator skadet/defekt eller løs/manglende bolteforbindelse slitasje og skader på vibrasjonsdempere skader på hengsler og lukkemekanismer på dører/luker skader på innfesting av innvendige og utvendige gelendere Den visuelle inspeksjonen kan utvides til også å omfatte Kontroll av tiltrekkingsmoment. Kriterier for karaktersetting er gitt i Tabell 19.8 og Tabell Tabell 19.8 Maskinhusdeksel Visuell inspeksjon Karakter Kriterier for karaktersetting 1 Ingen synlige tegn til skade 2 Krakelering i topcoat 3 Sprekkdannelser og mindre sprekker. Vannlekkasje. 4 Sprekker og revner Tabell 19.9 Maskinhusfundament Visuell inspeksjon Karakter Kriterier for karaktersetting 1 Ingen synlige tegn til skade 2 Slitasje. Korrosjon. 3 Stor slitasje. Mye korrosjon. 4 Sprekker 19.4 Tilstandskontrollprogram Tabell Maskinhus Tilstandskontrollprogram Tidsintervall Måling 1 år Visuell inspeksjon 1 år Kontroll av tiltrekkingsmoment Etter omfattende uvær Visuell inspeksjon

148

149 Tårn 20 Tårn (848.DDD.300) 20.1 Komponentbeskrivelse Tårnets primære funksjon er å bringe rotoren opp i en høyde der det er gunstige vindressurser. Tårnets sekundære funksjoner er å bære vekten av maskinhuset og rotoren, absorbere vibrasjoner som oppstår pga. vinden og rotorens bevegelser, og å overføre disse kreftene til fundamentet. Tårnet kan konstrueres av ulike materialer. For vindturbiner med ytelse mindre enn 500 kw benyttes både rørtårn i sveiset stål og gittertårn (fagverkskonstruksjoner). For vindturbiner større enn 500 kw benyttes, ut i fra sikkerhetsmessige og visuelle hensyn, vanligvis koniske rørtårn i sveiset stål, men også betongtårn benyttes. For meget høye tårn (på over 100 m) benyttes også gittermaster, etter som diameteren på de nederste seksjonene i et slikt rørtårn blir så stor at transport av seksjonene er vanskelig eller umulig. En høy gittermast monteres imidlertid på stedet. I tillegg til selve tårnkonstruksjonen består tårnet av dører, plattformer, stiger, hvilereposer, fallsikring og eventuelt serviceheis. Enkelte tårn har også svingningsdempning i form av plasttanker med saltvann, et kammer med sand, eller et kammer med olje og et tungt lodd, som står øverst i tårnet. Enkelte tårnkonstruksjoner inneholder også transformatorrom og høyspent koblingsanlegg. Figur 20.1 Komponenter inne i tårnet (Foto: TrønderEnergi)

150 Tårn I denne tilstandskontrollhåndboken er det primært rørtårn som blir behandlet. Disse består normalt av 2 6 tårnsegment avhengig av tårnets høyde. Eksempler på påkjenninger og krefter som tårnet utsettes for er: gravitasjonskrefter fra maskinhus og rotor (statiske) aerodynamiske krefter fra gjennomsnittlig vindhastighet (statiske) bøye- og vridningsmoment pga. vinden (transiente) Figur 20.2 Montasje av tårnet (Foto: TrønderEnergi) 20.2 Skadetyper På tårnet vil i hovedsak følgende skadetyper kunne oppstå: malingsskader korrosjon sprekker skadet/defekt svingningsdempning skadet/defekt stige/fallsikring skadet/defekt dør skadet/defekt serviceheis løse/defekte bolteforbindelser Disse skadetypene er nærmere beskrevet i Tabell 20.1 Tabell Tabell 20.1 Tårn Malingsskader - Vær og vind - Mekanisk slitasje Mulige konsekvenser - Korrosjon Tilstandskontrollmetoder - Visuell inspeksjon [A] - Synlige tegn til slitasje

151 Tårn Tabell 20.2 Tårn Korrosjon - Malingsskader - Dårlig malingsarbeid - Dårlig malingskvalitet Mulige konsekvenser - Korrosjonstæring - Sprekkdannelser Tilstandskontrollmetoder - Visuell inspeksjon [A] - Synlige tegn til korrosjon Tabell 20.3 Tårn Sprekker - Materialtretthet - Korrosjon - Dårlig sveisearbeid - Dårlig materialkvalitet Mulige konsekvenser - Vibrasjoner - Deformasjoner - Tårnhavari Tilstandskontrollmetoder - Visuell inspeksjon [A] - Synlige tegn til sprekker Tabell 20.4 Tårn Skadet/defekt svingningsdempning - Materialtretthet Mulige konsekvenser - Tårnhavari Tilstandskontrollmetoder - Visuell inspeksjon - Synlige tegn til skade - Lekkasje [A] Tabell 20.5 Tårn Skadet/defekt stige/fallsikring - Materialtretthet - Løse bolteforbindelser - Mekaniske påkjenninger - Vibrasjoner - Feilmontasje, mangelfullt tiltrekkingsmoment. Mulige konsekvenser - Skade på fallsikringswire / -skinne - Personskade Prøvemetoder for påvisning - Visuell inspeksjon - Kontroll av tiltrekkingsmoment - Synlige tegn til løse/defekte bolteforbindelser - Manglende bolter - Slitasje på fallsikringswire / -skinne [A] [A]

152 Tårn 20.3 Tilstandskontrollmetoder Visuell inspeksjon Visuell inspeksjon av tår n skal primært avdekke slitasje, korrosjon og sprekker i tårnet. Avhengig av type og konstruksjon skal følgende kontrolleres: slitasje, korrosjon, skader eller sprekker på utvendig overflatebehandling slitasje på tetning mellom tårn og maskinhus skadet/defekt eller løs/manglende bolteforbindelse skader på gummitetninger, hengsler og lukkemekanismer på dører/luker skader eller sprekker, spesielt i sveiser, ved flenser og rundt dører skader eller sprekker på trapper, rekkverk osv. skade/defekt svingningsdempning skade t/defekt avfuktingsanlegg Den visuelle inspeksjonen kan utvides til også å omf atte Kontroll av tiltrekkingsmoment. Kriterier for karakterse tting er gitt i Tabell Tabell 20.6 Tårn Visu ell inspeksjon Karakter Kriterier for karaktersetting 1 Ingen synlige tegn til skade 2 Slitasje eller korrosjon på overflatemaling Skader på gummitetninger, hengsler og lukkemekanismer på dører/luker. Mindre sprekker i sveisesømmer eller platematerialet. 3 Skadet/defekt svingningsdempning. Defekte eller manglende bolteforbindelser. Større sprekker i sveisesømmer eller platematerialet. 4 Defekt dør Tilstandskontrollprogram Tabell 20.7 Tårn Tilstandskontrollprogram Tidsintervall Måling 1 år, og etter Visuell inspeksjon omfattende uvær 1 år Kontroll av tiltrekkingsmoment

153 Fundament 21 Fundament (848.DDD.400) 21.1 Komponentbeskrivelse Fundamentets primære funksjon er å overføre kreftene som virker på vindturbinen til bakken, og å forankre vindturbinen slik at den står stabilt selv under de mest ekstreme påkjenningene den kan utsettes for. Et fundament består av en armert betongkonstruksjon, flensforbindelse til tårnet, og eventuelt forankringsstag. Det er vanligvis et av følgende 2 prinsipper som benyttes: gravitasjonsfundament eller forankringsfundament. Prinsippet for et gravitasjonsfundament er at vekten av fundamentet samt tildekkende masse er tilstrekkelig til å ta opp kreftene som vindturbinen utsettes for. Prinsippet for et forankringsfundament er at fundamentets flensforbindelse til tårnet er forankret i fjellet. Forankringsstagene støpes fast i hull som bores langt ned i fjellet. Stagene settes i spenn, og festes i toppen av betongkonstruksjonen, eventuelt direkte i flensforbindelsen. Avhengig av grunnforholdene vil det være nødvendig med en større eller mindre betongkonstruksjon. På toppen av betongkonstruksjonen er det en flensforbindelse som tårnet festes i. Forbindelse mellom fundament og tårn kan utføres på to prinsipielt ulike måter: Fundamentbolter nedstøpt i fundamentet. Tårnet plasseres på fundamentet, og det foretas en understøpning mellom fundament og tårnflens. Etter herdning av understøpen trekkes fundamentboltene til riktig moment. Nedstøpningsdel. Et tårnsegment er innstøpt i fundamentet i 1 2 m dybde og integrert i armeringsjernene i fundamentet. Nedstøpningsdelen har flens for påmontering av tårnet. Figur 21.1 Arbeid med et fundament for rørtårn (Foto: NTE)

154 Fundament 21.2 Skadetyper På fundament vil i hovedsak følgende skadetyper kunne oppstå: skadet betongoverflate sprekker avskalling sprekker og vannlekkasje gjennom understøp løse bolter og stag i betong/fjell mangelfull drenering av overflatevann (stående vann ved tårnfoten) dårlige armeringsskjøter deformert skjøt-/overgangsarmering til tårnet manglende eller feilplassert armering mangelfull oppfylling (gravitasjonsfundament) uønsket oppdrift (gravitasjonsfundament) Disse skadetypene er nærmere beskrevet i Tabell 21.1 Tabell Det presiseres at mange skader på fundamentet oppstår i forbindelse med armeringsarbeidet eller selve støpingen av fundamentet. Dette gjelder f.eks. feil bøying av armering ( utmatting og svekket armering) feil blandingsforhold ( dårlig betongkvalitet) ulike tørkehastigheter ( spenninger i betongen) utilstrekkelig fuktighet i sementoverflaten ( sprekkdannelser) Et typisk eksempel er at fundamentet belastes før betongen er ferdig herdet (noe som tar nesten 1 måned). Et annet typisk eksempel er at betongmassen tømmes over de øverste armeringsjernene, der betongen begynner å tørke. Det tar ofte flere timer før man får fylt betong helt opp til toppen av fundamentet, og det kan oppstå dårlig innfesting mellom den betongen som da delvis har tørket, og den som blir fylt på helt til slutt. Slike skader er både vanskelig å avdekke i ettertid, og vanskelig å utbedre hvis de oppdages. Armeringen er normalt ikke korrosjonsbeskyttet, slik at en eventuell vanninntrengning vil medføre korrosjon på armeringen

155 Fundament Tabell 21.1 Fundament Skadet betongoverflate - Utilstrekkelig etterbehandling Mulige konsekvenser - Sprekkvekst - Vanninntrengning, med frostsprengning og avskalling Tilstandskontrollmetoder - Visuell inspeksjon [A] - Synlige tegn til overflateskade Tabell 21.2 Fundament Vannlekkasje gjennom understøp - Mekaniske påkjenninger - Feil under støping av understøp Mulige konsekvenser - Frostsprengning - Skader på utstyr i bunnen av tårnet Tilstandskontrollmetoder - Visuell inspeksjon [A] - Synlige tegn til vannlekkasje Tabell 21.3 Fundament Sprekker - Utarming av betong - Frostsprengning - Mekaniske påkjenninger - Bevegelser mellom betong og nedstøpningsdel - Feil under støping Mulige konsekvenser - Betongutvasking - Betongavskalling - Vann trenger ned i fundamentet - Korrosjon i armering - Tårnhavari Tilstandskontrollmetoder - Visuell inspeksjon [A] - Synlige tegn til sprekker - Dårlig forsegling Tabell 21.4 Fundament Løse bolter og stag - Vibrasjoner i tårnet - Feil forspenning Mulige konsekvenser - Tårnhavari Tilstandskontrollmetoder - Visuell inspeksjon [A] - Bevegelse i flensforbindelse

156 Fundament 21.3 Tilstandskontrollmetoder Visuell inspeksjon Visuell inspeksjon av fundament skal primært avdekke skader og sprekker i fundamentet. Avhengig av type og konstruksjon skal følgende punkter kontrolleres: skader og sprekker i fundament skader og sprekker i understøp jording forsegling Kriterier for karaktersetting er gitt i Tabell T abell 21.5 Fundament Visuell inspeksjon Karakter Kriterier for karaktersetting 1 Ingen synlige tegn til skade 2 Små sprekker. Dårlig forsegling mellom betong og nedstøpningsdel. 3 Sprekkdannelser i fundament eller understøp 4 Store sprekker i fundament eller understøp 21.4 Tilstandskontrollprogram Tabell 21.6 Fundament Tilstandskontrollprogram Tidsintervall Måling 1 år Visuell inspeksjon

157 Lynavledersystem 22 Jordings- og lynavledersystem (848.DDD.700) 22.1 Komponentbeskrivelse Lynavledersystemets primære funksjon er å lede lynstrømmer fra nedslagspunktet til jord uten at vitale komponenter blir skadet. Lynet slår ofte ned på det høyeste punktet i et gitt område. er er derfor spesielt utsatt for lynnedslag, både fordi de er plassert høyt i terrenget, og pga. sin egen høyde. Når et lyn slår ned i en vindturbin, må lynstrømmen ledes gjennom hele konstruksjonen og ned til jord. Mange komponenter, spesielt blader, maskinhusdeksel, lager og kontroller sårbare i forhold til lynnedslag og strømgjennomgang, og lynavledersystemets anlegget, oppgave er å unngå, ev. begrense, skader ved et lynnedslag. Det er svært viktig med god avledningskapasitet nært inntil vindturbinen, og at anlegget utføres på en god måte med gode utjevningsforbindelser. Resistansen i lynavledersystemet (fra bladspiss til jord, inkludert overgangsmotstanden til jord) bør være mindre enn 1 Ω (ev. mindre enn 2 Ω, det finnes ulike anbefalinger). I mer ekstreme tilfeller kan jordforbindelsen til vindturbinen bli opp mot 10 Ω. Den internasjonale standarden IEC Lightning Protection of Wind Turbine Generators (IEC) omhandler lynbeskyttelse av vindturbiner Blader Bladene er normalt utstyrt med et lynbeskyttelsessystem som består av en lynreseptor ved spissen, alternativt også flere reseptorer langs bladet, samt en gjennomgående stål- eller kobberleder som forbinder reseptorene med en jordforbindelse mot navet ved bladets rot. Figur 22.1 Prinsippskisse for et lynavledersystem i et blad (Illustrasjon: LM)

158 Lynavledersystem Nav Navet i s eg selv fungerer som leder videre mot maskinhuset, samt at det også er et faraday- som beskytter både elektrisk og mekanisk utstyr inne i selve navet. Det er en bur metallforbindelse hele veien rundt navdekselåpningen mot maskinhuset slik at en eventuell lynstrøm ikke blir konsentrert i et begrenset område Maskinhus Maskinhus i stål fungerer som et Faraday-bur som beskytter utstyr inne i maskinhuset. Alle hovedkomponenter inne i maskinhuset er jordet. På selve aksialglideflaten i dreiesystemet kan det være en lynlederbrikke i kobber som er en del av lynavledersystemet. Det er normalt plassert en lynavleder i tilknytning til vindmålerutstyret Tårn Stål et i selve tårnet fungerer som leder fra maskinhuset ned til jord. Selve jordforbindelsen er normalt flere kobberledere Jording Selve jordingen utføres normalt som ringelektroder som går rundt selve fundamentet, og jordspy d. Avgreininger og skjøter er normalt sveiset (Cadwell termitsveis). Jordspydet kan støpes fast i egne borehull i fjellet med spesiell elektrodemasse Skadetyper På lynavledersystem vil i hovedsak følgende skadetyper kunne oppstå: korrosjon på jordforbindelse/utjevningsforbindelse skadet jordforbindelse/utjevningsforbindelse brudd i jordforbindelse/utjevningsforbindelse brannskader løse/defekte bolteforbindelser Disse skadetypene er nærmere beskrevet i Tabell 22.1 Tabell Tabell 22.1 Jordings- og lynavledersystem Korrosjon på jord-/utjevningsforbindelse - Korrosivt miljø - Flere forskjellige materialer (galvanisk tæring) Mulige konsekvenser - Dårlig kontakt i jordforbindelse/utjevningsforbindelse Tilstandskontrollmetoder - Visuell inspeksjon [A] - Synlige tegn til korrosjon

159 Lynavledersystem Tabell 22.2 Jordings- og lynavledersystem Skadet jord-/utjevningsforbindelse - Korrosjon - Mekaniske påkjenninger - Lynnedslag Mulige konsekvenser - Brann - Havari på viktige komponenter Tilstandskontrollmetoder - Visuell inspeksjon [A] - Synlige tegn til skade Tabell 22.3 Jordings- og lynavledersystem Brudd i jord-/utjevningsforbindelse - Mekaniske påkjenninger - Lynnedslag Mulige konsekvenser - Brann - Havari på viktige komponenter Tilstandskontrollmetoder - Visuell inspeksjon [A] [ Utsagnskraft] - Synlige tegn til skade Tabell 22.4 Jordings- og lynavledersystem Brannskader - Skadet/defekt jordforbindelse - Lynnedslag Mulige konsekvenser - Brann Tilstandskontrollmetoder - Visuell inspeksjon [A] [ Utsagnskraft] - Synlige tegn til skade 22.3 Tilstandskontrollmetoder Visuell inspeksjon Visuell inspeksjon av lynavledersystem skal primært avdekke skader som medfører at eventuelle lynstrømmer ikke blir ledet til jord. Avhengig av type og konstruksjon skal følgende punkter kontrolleres: skader på lynreseptor/lynbeskyttelse brannskader ved kontaktpunkter ved hovedlager og dreiekrans jordleder intakt og uten skader ved nav, giroppheng, generator, luker, styreskap osv. slitasje på glidesko/børster mellom blad og nav slitasje på glidesko/børster mellom aksling og maskinhusfundament slitasje på glidesko/børster mellom maskinhusfundament og tårn potensialutjevning på tårnet

160 Lynavledersystem Forurensninger, tilsmussing, malingsrester osv. kan redusere ledningsevnen til glideskoene/børstene som skal overføre energien i lynet fra f.eks. nav til maskinhus. Potensialutjevning er viktig for beskyttelse av kontrollanlegget. Hvis det observeres skader ved en lynreseptor, skal vindturbinen ikke startes igjen før det er verifisert at lynavledersystemet ikke er påført ytterligere skader. D en visuelle inspeksjonen kan utvides til også å omfatte Kontroll av tiltrekkingsmoment. Kriterier for karaktersetting er gitt i Tabell Tabell 22.5 Jordings- og lynavledersystem Visuell inspeksjon Karakter Kriterier for karaktersetting 1 Ingen synlige tegn til skade. Mindre brannsår på lynreseptorene er helt normalt. Tegn til slitasje på glidesko/børste. Korrodert eller skadet 2 jordforbindelse/utjevningsforbindelse. 3 Betydelig slitasje på glidesko/børste. Brudd i utjevningsforbindelse. 4 Brannskader ved lynreseptor. Brudd i lynavledersystemet Jordelektrodemåling Det vises til REN blad nr versjon v2-2/2008: Distribusjonsnett - Måling av jordelektrode/jordsystem for beskrivelse av tilstandskontrollmetoden. Jordingen skal være så god at den tilfredsstiller FOR nr. 1626: Forskrift om elektriske forsyningsanlegg (FEF) I tillegg stiller leverandørene ofte krav til overgangsmotstand til jord. Kriterier for karaktersetting er gitt i Tabell Tabell 22.6 Jordings- og lynavledersystem Jordelektrodemåling Karakter Kriterier for karaktersetting 1 Berøringsspenning < 75 V (FEF). Resistans < Berøringsspenning > 75 V (FEF). Resistans > Tilstandskontrollprogram Tabell 22.7 Jordings- og lynavledersystem Tilstandskontrollprogram Tidsintervall Måling 1 år Visuell inspeksjon 1 år Kontroll av tilstrekkingsmoment 5 år Jordelektrodemåling

161 Personlig verne- og sikkerhetsutstyr 23 Verne- og sikkerhetsutstyr (891.DDD) 23.1 Komponentbeskrivelse Brannslukningsutstyr ( ) Brannslukningsutstyr i tårnbunn og i maskinhus skal etterses/skiftes med bestemte intervaller Personlige verne- og sikkerhetsutstyr ( ) Alt personell som arbeider profesjonelt i vindturbiner skal ha sitt eget personlige verne- og sikkerhetsutstyr bestående av sele, stropp med falldempning, glidestopplås, sikkerhetssko og hjelm. I tillegg bør det alltid være minst to sett seler, glidestopplås og hjelm tilgjengelig i vindkraftverket, slik at eventuelt ekstra personell (f.eks. redningsmannskap) kan komme opp i vindturbinen. Dette utstyret skal inspiseres og kontrolleres etter gjeldende regler. Det presiseres at hjelmer og se ler har begrenset levetid, og at dette er angitt på utstyret. Aktuelle forskrifter: FOR nr. 1425: Forskrift om bruk av personlig verneutstyr på arbeidsplassen FOR nr. 608: Forskrift om bruk av arbeidsutstyr FOR nr. 820: Forskrift om maskiner Førstehjelpsutstyr ( ) Førstehjelpsutstyr i tårnbunn og i maskinhus bør ettersees og skiftes med passende intervaller. Figur 23.1 Førstehjelpsutstyr, samt merking av påbudt utstyr og fare (Foto: SFE)

162 Personlig verne- og sikkerhetsutstyr Nedfiringsutstyr ( ) Nedfiringsutstyr er standard utstyr i alle større vindturbiner, og er normalt plassert i en plombert kasse eller pose i maskinhuset. Dette utstyret skal ettersees med jevne mellomrom, og det skal fremgå når det sist er prøvd/ettersett. Fra noen leverandører er levering av nedfiringsutstyr kun en opsjon. Såfremt det ikke finnes nedfiringsutstyr i maskinhuset, bør det være et tydelig og godt synlig skilt i tårnbunnen der dette fremgår Løfte- og heiseinnretninger (885) Servicekran til heising av verktøy og mindre reservedeler. Disse kranene kan typisk løfte kg. Kranene er omfattet av en lovgivning som pålegger tilsyn og prøving med overlast med faste intervaller Person- og vareheiser, felles ( ) Person- og vareheiser er også regulert via lovgivning, med bestemte prøvingsintervaller av sikkerhetsfunksjonene Skadetyper På verne- og sikkerhetsutstyr vil i hovedsak følgende skadetyper kunne oppstå: slitasje skadet/defekt del Disse skadetypene er nærmere beskrevet i Tabell Tabell 23.1 Verne- og sikkerhetsutstyr Slitasje, skadet/defekt del - Mulige konsekvenser - Personskade Tilstandskontrollmetoder - Visuell inspeksjon - Synlige tegn til slitasje eller skade [A]

163 Personlig verne- og sikkerhetsutstyr 23.3 Tilstandskontrollmetoder Visuell inspeksjon Visuell inspeksjon av verne- og sikkerhetsutstyr skal primært avdekke skader som, i situasjoner der utstyrets funksjonsevne er påkrevd, kan medføre skader på personell hvis utstyret ikke fungerer. Avhengig av type og konstruksjon skal følgende punkter kontrolleres: brannslokningsutstyr førstehjelpsutstyr skader eller sprekker på trapper, rekkverk osv. skadet/defekt eller løs/manglende bolteforbindelse, spesielt på stiger o.l. wirestyringer på stiger festepunkt for wire i topp og bunn wire (oppflising, gravrust), inkl. sjakler og sjakkellås (deformasjoner, sprekker, brudd) funksjonen til glidestopplås I tillegg til denne periodiske og systematiske inspeksjonen bør det personlige verne- og sikkerhetsutstyret sees over hver gang det skal benyttes, og eventuelle skader og/eller defekter må utbedres umiddelbart. Kriterier for karaktersetting er gitt i Tabell Tabell 23.2 Verne- og sikkerhetsutstyr Visuell inspeksjon Karakter Kriterier for karaktersetting 1 Ingen synlige tegn til slitasje eller skade 2-3 Mangelfullt førstehjelpsutstyr. For lavt trykk i brannslukningsapparat. 4 Skadet/defekt del 23.4 Tilstandskontrollprogram Tabell 23.3 Verne- og sikkerhetsutstyr Tilstandskontrollprogram Tidsintervall Måling 6 mnd Visuell inspeksjon

164

165 Vindmåleutstyr 24 Vindmåleutstyr (CCC og CCC ) 24.1 Komponentbeskrivelse Vindmåleutstyr består av et anemometer (som måler vindhastighet CCC ) og en vindfane (som måler vindretning CCC ), eller en ultrasonisk vindsensor. Det vil ofte være to systemer, der styringen kontrollerer funksjonen ved å sammenligne målingene fra begge systemene Anemometer Anemometerets primære funksjon er å måle vindhastigheten. Måleresultatene overføres til kontrollanlegget, der de benyttes til styring av energiproduksjonen. Korrekt måling av vindhastigheten er vesentlig med tanke på oppstart av vindturbinen ved riktig vindhastighet, med tanke på riktig innstilling av pitch-vinkemed tanke på stans av vindturbinene ved høye vindhastigheter. For å unngå isingsproblemer ved vindhastigheter over nominell verdi, og kan anemometeret være utstyrt med varmeelement. Styringen sammenligner vindhastigheten med den produserte effekten, og hvis disse to datasettene ikke stemmer overens med effektkurven gis det ofte en advarsel Vindfane Vindfanens primære funksjon er å måle vindretningen. Måleresultatene overføres til kontrollanlegget, der de benyttes til styring av dreiesystemet. Korrekt måling av vindretningen er vesentlig med tanke på riktig dreievinkel. Hvis rotor ikke er rettet inn riktig i forhold til vindretningen, vil bladene få ulike påkjenninger, og det kan oppstå vibrasjoner som forplanter seg gjennom vindturbinen. For å unngå isingsproblemer kan vindfanen være utstyrt med varmeelement. For å unngå store og/eller langvarige dreiefeil er noen vindturbiner satt opp med to eller flere vindfaner. Ved feil på en vindfane (noen som ville medført dreiefeil hvis den var satt opp alene), vil vindfanene vise ulike vindretninger, og vindturbinen vil bli stanset. Figur 24.1 Vindfane og anemometer (Foto: NTE)

166 Vindmåleutstyr Ultrasonisk vindsensor Nyere vindturbiner kan være utstyrt med redundante ultrasoniske vindsensorer som måler både vindhastighet og vindretning. En fordel med slike sensorer er at de ikke har bevegelig deler, og derfor ikke like utsatt for slitasje eller fastfrysing. For å unngå isingsproblemer kan sensorene være utstyrt med varmeelementer. Figur 24.2 Ultrasonisk vindmåler på Mehuken (Foto: SFE)