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Die Erfindung betrifft ein Verfahren zum Steuern einer Windenergieanlage, die einen Turm, ein an dem Turm horizontal verdrehbar angeordnetes Maschinenhaus sowie einen an dem Maschinenhaus drehbar angeordneten Horizontalrotor aufweist.
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Windenergieanlagen, insbesondere solche moderner Bauart, sind hoch komplexe Systeme, die anhand unterschiedlichster Randbedingungen und Parameter gesteuert werden müssen. Wichtige geführte Größen, also Stellgrößen, sind dabei u. a. die Ausrichtung des Maschinenhauses zum Wind, also die Einstellung des Azimutwinkels des Maschinenhauses gegenüber dem Turm, sowie die sogenannten Blattwinkel bei pitchgeregelten Anlagen, d. h. die Winkeleinstellung der Rotorblätter um deren Längsachse.
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Die richtige und korrekte Ausrichtung des Maschinenhauses zum Wind in einer Weise, in der die Anströmung des Windes in idealer Weise genau senkrecht zu der Rotorebene erfolgt, ist für die Ausbeute bzw. Effizienz an mechanischer und damit letztlich elektrischer Energie aus der Windenergie von hoher Relevanz. Die Einstellung der Blattwinkel erfolgt insbesondere bei höheren Windlasten im Pitchwinkel geregelten Betrieb der Windenergieanlage um einerseits ebenfalls einen möglichst hohen Energieertrag zu erwirtschaften, andererseits die in ihrer Auslegung beschränkten Teile und Elemente der Windenergieanlage vor zu hohen Belastungen zu schützen und damit eine errechnete und wirtschaftlich erforderliche Standzeit der Anlage zu gewähren.
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Für die korrekte Ausrichtung des Maschinenhauses zum Wind sind an den Windenergieanlagen Windmesssysteme angeordnet, üblicherweise hinter dem Rotor in Lee angeordnete Anemometer. Ein an sich bekanntes Problem dabei ist, dass bedingt durch Staueffekte am Turm und Verwirbelungen, hervorgerufen durch die vorbei streichenden Rotorblätter, die Windrichtung mit solchen Anemometern nicht exakt festgestellt werden kann. So schwankt denn auch die mit einem solchen Anemometer festgestellte Windrichtung in einem zeitlichen Verlauf deutlich, weshalb für die Steuerung der Ausrichtung des Maschinenhauses auch stets Mittelwerte zugrunde gelegt werden müssen. Aber auch diese Mittelwerte sind deutlich fehlerbehaftet, so dass Winkelabweichungen von bis zu 10°, teilweise sogar mehr, zu beobachten sind. Derart große Abweichungen des Winkels zwischen Rotorebene und Anströmungsrichtung von der idealen Größe 90° reduzieren die effektiv angeströmte Fläche deutlich und minimieren damit den Energieertrag spürbar.
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Um dieses Problem zu beheben und hier Abhilfe zu schaffen, sind bereits verschiedene Ansätze verfolgt worden. So ist versucht worden, Windfahnen oder dgl. Windrichtungsmesser vor dem Rotor an der Windenergieanlage zu platzieren, um hier genauere und von Windschatteneffekten und Verwirbelungen weniger verfälschte Messungen zu erhalten. Allerdings sind auch bei den diesbezüglich vorgeschlagenen Messsystemen die Abweichungen und Beeinträchtigungen durch den unmittelbar vor der Rotorebene auftretenden Staudruck noch erheblich und führen zu verfälschten Ergebnissen. Weitere Vorschläge, die optische, an Messstrecken deutlich vor der Windenergieanlage wirksame Messsysteme vorsehen, befinden sich noch in der Erprobung. Diese Systeme sind kostspielig und konnten eine deutlich höhere Genauigkeit bis dato auch noch nicht belegen.
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Darüber hinaus gibt es derzeit Bestrebungen, vor allem mit groß ausgelegten modernen Windenergieanlagen den Energieertrag durch eine individuelle Pitchregelung der Rotorblätter zu erhöhen. Bisher war es stets üblich, zur Leistungsregelung der Windenergieanlage den Pitchwinkel aller Rotorblätter gleich einzustellen. Dabei bliebt unberücksichtigt, dass die Windgeschwindigkeit in Bodennähe aufgrund der Bodenrauhigkeit gegenüber der Windgeschwindigkeit in größerem Abstand zum Boden geringer ist. Dies bedeutet, dass ein bodennah vorbei streichendes Rotorblatt einer geringeren Windlast ausgesetzt ist als ein im oberen Bereich des Turmes oder gar über diesen hinaus streichendes Rotorblatt. Diese Überlegung führt weiter zu dem Gedanken, dass der Pitchwinkel des Rotorblattes entsprechend flacher gewählt und damit ein größeres Profil des Blattes dem Wind ausgesetzt werden kann, wenn das Rotorblatt bodennah bewegt wird, als wenn dieses die höher gelegenen Zonen durchläuft. So kann der Energieeintrag auf dem Rotorblatt in Bodennähe noch einmal erhöht und damit die Leistungsausbeute der Windenergieanlage optimiert werden.
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Die theoretischen Überlegungen dahingehend sind inzwischen weit gediehen, allerdings ist bis dahin noch kein einfaches und zuverlässiges System angegeben worden, mit dem entsprechende Führungsgrößen für die Regelung einer solchen individuellen Pitchwinkelverstellung ermittelt werden können. Zwar gibt es diesbezüglich Bestrebungen, z. B. mittels Dehnungsmessstreifen entsprechende Lasten auf den Rotorblättern aufzunehmen und als Kenn- bzw. Führungsgrößen für die Rotorblattverstellung zu verwenden, jedoch sind die damit zu erzielenden Ergebnisse noch nicht zufriedenstellend.
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Mit dier Problematik der unsymmetrischen Belastung des Rotors und der daran angeschlossenen Teile und der dieser entgegenwirkenden Pitch-Regelung beschäftigt sich die
US 2009/0129924 A1 . Dort wird die Durchbiegung der Rotorwelle mit Sensoren ermittelt und aus den gemessenen Werten eine Stellgröße zum Nachrichten des Rotors abgeleitet.
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In den Druckschriften
DE 20 2007 001 136 U1 und
DE 10 2008 013 392 A1 sind ferner Verfahren und Vorrichtungen im Zusammenhang mit Windenergieanlagen offenbart, bei denen im Bereich der Rotorblätter berührungslose Abstandsmessungen durchgeführt werden, insbesondere mit optischen Messverfahren.
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Mit der Erfindung soll hier nun ein Verfahren zum Steuern einer Windenergieanlage angegeben werden, das sich insbesondere für eine genauere Ausrichtung des Maschinenhauses zum Wind eignet, aber auch für die individuelle Pitchwinkelverstellung der Rotorblätter geeignet ist.
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Der Erfinder ist zu der Erkenntnis gelangt, dass ein entsprechendes Verfahren einfach gestaltet werden kann, wenn mit wenigstens zwei ortsfest zu dem Maschinenhaus und symmetrisch zu der Rotordrehachse angeordneten berührungslosen Abstandssensoren, deren Messstrecken symmetrisch zu der Rotordrehachse verlaufen, die Abstände der Rotorblätter entlang wenigstens zweier unterschiedlicher Messpunkte ermittelt und die ermittelten Abstandssignale bzw. deren Differenz als Führungsgröße verwendet werden. Die Abstandsermittlung erfolgt dabei mit Hilfe berührungsloser Abstandsmessung, wie sie z. B. mit optischen Sensoren (insbesondere Laserentfernungsmessern), aber auch mit Ultraschall, Radar oder dgl. vorgenommen werden kann. Die Messpunkte liegen dabei in einer zweidimensional reduzierten Betrachtung genähert auf einem gedachten Kreis um die Rotorachse, wenn man das Wandern der Messpunkte in Richtung der Rotordrehachse aufgrund der Durchbiegung außer acht lässt.
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Über die Ermittlung des Abstandes der Rotorblätter in der angegebenen Weise lassen sich unterschiedlich starke Auslenkungen der Rotorblätter feststellen und ermitteln. Je nach gewählter Messstrecke und deren Lage lassen sich den Messwerten gezielt unterschiedliche Informationen entnehmen.
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So kann bei zwei auf einer horizontalen Linie liegenden Messpunkten an unterschiedlichen Stellen des wie oben erwähnt idealisiert angenäherten Kreises um die Rotorachse eine unterschiedliche Auslenkung von Rotorblättern ermittelt werden, wie sie typischerweise bei einer Schräganströmung aufgrund einer Fehlstellung des Maschinenhauses zum Wind auftritt. Wenn also systematisch die Rotorblätter auf einer Seite des Rotors mit dem dorthin zielenden Abstandssensor zu einem näheren Abstand ausgemessen werden als die auf der anderen Seite der Gondel vorbei streichenden Rotorblätter, so ist das Maschinenhaus in seinem Azimutwinkel in Richtung der näher gemessenen Rotorblätter zu verdrehen. Diese Rotornachführung wird solange fortgeführt, bis die Abstände der Rotorblätter zu beiden Seiten, also mit beiden der berührungslosen Abstandssensoren ermittelt, innerhalb einer Toleranz gleich sind. Besonders gute Ergebnisse lassen sich erzielen, wenn die horizontale Linie durch den Mittelpunkt der Rotorachse verläuft, bzw. möglichst nahe zu dieser liegt. Darüber hinaus werden die Messungen genauer, je weiter nach außen die Abstandssensoren zielen, also je größer der Radius des wie oben erwähnt idealisiert gedachten Kreises ist. Dabei ist natürlich sicherzustellen, dass keiner der Abstandssensoren zu einem Punkt zielt, der jenseits der Blattspitzen der vorbei streichenden Rotorblätter liegt. Typischerweise wird man hier den Messpunkt in einem Bereich wählen, der auf etwa 70 bis 90% der Rotorblattlänge hin zu der Blattspitze liegt.
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Wird das Verfahren in der wie beschriebenen Weise zur Ausrichtung des Maschinenhauses zum Wind, also zur Verstellung bzw. Einstellung des Azimutwinkels des Maschinenhauses angewendet, so ist es von besonderem Vorteil, wenn zunächst mit Hilfe der herkömmlichen Mittel, beispielsweise eines im Lee des Rotors befindlichen Anemometers die Maschinenhausausrichtung grob vorgenommen wird und dann eine Feineinstellung mittels des erfindungsgemäßen Verfahrens erfolgt. Der große Vorteil bei diesem Verfahren liegt in der geschilderten Anwendung darin, dass eine Windrichtung nicht mehr gemessen werden muss, sondern die korrekte Ausrichtung im Wind indirekt über eine gleichmäßige Belastung der Rotorblätter in der Rotorebene festgestellt wird. Diese ist unabhängig von etwaigen Staueffekten oder Verwirbelungen im Bereich der Rotorblätter und kann sehr zuverlässig und genau erfasst werden, erlaubt so eine sehr winkelgenaue Ausrichtung des Maschinenhauses im Wind und damit eine gute Optimierung der Leistungsausbeute.
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In ähnlicher Weise kann das erfindungsgemäße Verfahren in einer alternativen bzw. zusätzlichen Anwendung genutzt werden, um die Anstellwinkel (auch Pitchwinkel genannt) wenigstens eines Rotorblattes zu verändern bzw. zu optimieren. Hierzu können z. B. entlang einer im Wesentlichen vertikalen Linie zu zwei unterschiedlichen Punkten des oben erwähnten, idealisiert und vereinfacht angenommenen Kreises um die Rotorachse ausgerichtete Abstandssensoren verwendet werden, die dann entsprechende Abstände und damit Durchbiegungen der Rotorblätter erfassen. Insbesondere bei stärkeren Winden wird man bei gleicher Pitchwinkeleinstellung für alle Rotorblätter feststellen, dass die Rotorblätter beim unteren Durchgang in Bodennähe einen größeren Abstand zum jeweiligen Sensor aufweisen als in ihrem oberen, bodenfernen Durchgang. Dies kann genutzt werden, um insbesondere den Blattwinkel im Bereich des unteren Durchganges abzuflachen und damit in diesem Bereich eine höhere Energieausbeute und einen besseren Leistungseintrag zu erwirken. Es ist dabei insbesondere denkbar, ausgehend von einer maximalen Belastung des Rotorblattes einen minimalen Betriebsabstand vorzugeben, und diesen abhängig von der Blattposition als Führungsgröße für die Verstellung des Pitchwinkels zu verwenden. Diese individuelle Verstellung des Pitchwinkels bzw. Anstellwinkels des Rotorblattes erlaubt es, insbesondere im bodennahen Bereich eine höhere Ausbeute der dort naturgemäß geringeren Strömungsgeschwindigkeit des Windes und damit einen höheren Energieeintrag zu erzielen und damit insgesamt die Leistung der Windenergieanlage zu erhöhen. Auch hier ergibt sich ein optimales Messergebnis bei zwei Sensoren, wenn die im Wesentlichen vertikale Linie durch den Mittelpunkt der Rotordrehachse oder aber nahe bei demselben verläuft.
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Für eine Verfeinerung der Messung, insbesondere bei der Anwendung zur blattweise vorgenommenen Einzelverstellung der Pitchwinkel können auch mehr als ein Abstandssensor vorgesehen und entsprechend eine Vielzahl von gemessenen Abstandsdaten ausgewertet werden. Dabei ist es auch grundsätzlich möglich, die beiden genannten Stellgrößen gleichzeitig mit einem erfindungsgemäßen Verfahren zu beeinflussen für die Steuerung der Windenergieanlage, beispielsweise indem Abstandssensoren entlang einer horizontalen und weitere Abstandssensoren entlang einer vertikalen Linie an unterschiedlichen Punkten auf dem erwähnten und vereinfachend angenommenen Kreis jeweils paarweise den Abstand messen. Genauso gut ist es aber auch möglich, Abstandssensoren in unterschiedlicher Verteilung in verschiedenen Winkeln entlang des vereinfachend angenommenen Kreises um die Rotorachse Messungen vornehmen zu lassen, z. B. drei solcher Abstandssensoren und dann rechnerisch entsprechende horizontale und vertikale Abstandsunterschiede zu ermitteln mit bekannten mathematischen Methoden der Trigonometrie.
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Um eventuelle Messausreißer oder Fehler aufgrund von böigem Wind oder dgl. zu eliminieren, können die Abstandssignale über einen vorgegebenen Zeitraum gemessen und gemittelt werden und erst die gemittelten Abstandssignale als Führungsgrößen für die Steuerung der Windenergieanlage Verwendung finden.
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Ferner ist es in dem erfindungsgemäßen Verfahren von Vorteil, wenn die Abstandssignale rotorblattweise indiziert und so verarbeitet werden. So können jedem einzelnen der Rotorblätter entsprechende Abstandssignale zugeordnet und es können darüber hinaus Einzelauswertungen für jedes der Rotorblätter vorgenommen werden. Damit können z. B. auch anormale Auslenkungen einzelner Rotorblätter erkannt werden, die z. B. auf eine Materialermüdung zurückzuführen sind. Dies ist von besonderem Vorteil, da auf diese Weise frühzeitig entsprechende Materialermüdungen erkannt und Gegenmaßnahmen ergriffen werden können (z. B. Reparatur oder Austausch des Blattes oder Anhalten der Windenergieanlage), um folgenschwere Unfälle, wie z. B. eine Kollision des Blattes mit dem Turm zu vermeiden.
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Weitere Vorteile und Merkmale der Erfindung ergeben sich aus der nachfolgenden Beschreibung eines Ausführungsbeispiels anhand der beigefügten Figuren. Dabei zeigen:
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1 in schematischer Darstellung eine Aufsicht auf eine Windenergieanlage, deren Rotor schräg angeströmt ist zur Verdeutlichung einer möglichen Nutzungsvariante des erfindungsgemäßen Verfahrens; und
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2 schematisch eine Seitenansicht einer Windenergieanlage sowie ein Windgeschwindigkeitsprofil über Grund zur Verdeutlichung einer weiteren Anwendungsvariante des Verfahrens.
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Nachfolgend wird anhand der stark schematisierten Darstellungen das erfindungsgemäße Verfahren in zwei möglichen Grundanwendungen erläutert und beschrieben.
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In 1 ist eine Windenergieanlage 1 in einer schematischen Aufsicht von oben dargestellt. Auf dem in dieser Ansicht nicht erkennbaren Turm ist gegenüber diesem in dem Azimutwinkel verstellbar ein Maschinenhaus 2, auch als Gondel bezeichnet, aufgesetzt, an welchem rotierbar ein Rotor 3 angelagert ist. Der Rotor 3 setzt sich zusammen aus einer Nabe 4 und den daran angeordneten Rotorblättern 5.
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Auf dem Maschinenhaus 2 sind hier nur schematisch angedeutet zwei berührungslos arbeitende Abstandssensoren 6 angeordnet, die entlang in der Zeichenebene liegenden und verlaufenden Messstrecken 7 und 8 in Richtung der äußeren Enden der Rotorblätter Abstandsmessungen vornehmen. Die Messstrecken 7, 8 sind um einen identischen Winkel α zu der Längsmittelachse des Maschinenhauses, die gleich der Rotordrehachse A ist, geneigt. Entsprechend peilen die Abstandssensoren die durchstreifenden Rotorblätter symmetrisch an. Bei gleicher Durchbiegung der Rotorblätter ergeben sich insoweit gleiche Abstandswerte, jedenfalls innerhalb einer vorgegebbaren Toleranz.
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In 1 ist angedeutet, dass der Wind W den Rotor 3 der Windenergieanlage 1 in einer von 90° zu der Rotorebene abweichenden schrägen Richtung anströmt. Diese Schräganströmung bewirkt, dass das in der Figur rechts dargestellte Rotorblatt 5 stärker durchbiegt als das in der Figur links dargestellte Rotorblatt 5, so dass sich eine Abstandsdifferenz ergibt. Der Abstand entlang der Messstrecke 8 ist kürzer als der Abstand zum Rotorblatt 5 entlang der Messstrecke 7. Diese Differenz wird nach dem erfindungsgemäßen Verfahren in einer Steuerung ausgewertet und zum Nachführen des Azimutwinkels des Maschinenhauses genutzt, wobei dieses in Richtung der Messstrecke des kürzeren Abstandes gedreht und somit in die richtige Ausrichtung zum Wind gefahren wird.
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In 2 ist eine zweite Anwendung des erfindungsgemäßen Verfahrens in einer schematischen Seitenansicht einer Windenergieanlage 1 dargestellt und erläutert. Die Windenergieanlage 1 besteht wiederum aus einem Turm 9, mit einem an dessen oberen Ende drehbar angesetzten Maschinenhaus 2 und einem an dem Maschinenhaus drehbar angelagerten Rotor 3, bestehend aus Nabe 4 und Rotorblättern 5. An dem Maschinenhaus 2 sind wiederum berührungslose Abstandssensoren 6 angeordnet, die diesmal innerhalb einer vertikalen Ebene liegende Messstrecken 10 und 11 verfolgen. Die Messstrecken 10 und 11 sind erneut mit gleichem Winkel zur Rotordrehachse A angeordnet, hier den Winkel β.
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Ferner ist dargestellt, wie sich schematisch ein Windgeschwindigkeitsprofil WP ergibt, mit in der Nähe des Bodens B geringeren Windgeschwindigkeiten (dargestellt durch kürzere Pfeile) und in höheren Lagen größeren Windgeschwindigkeiten (dargestellt durch längere Pfeile).
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Aufgrund dieser unterschiedlichen Verteilung der Windgeschwindigkeiten ergibt sich, dass bei gleicher Pitchwinkeleinstellung, also bei gleich eingestellten Anstellwinkeln für alle Rotorblätter 5, im oberen Bereich der Windenergieanlage 1, also bodenfern, durchlaufende Rotorblätter 5 eine höhere Durchbiegung erfahren, als bodennahe Rotorblätter 5. Diese Unterschiede in der Durchbiegung können mit dem erfindungsgemäßen Verfahren erfasst und zur Nachregelung des Anstellwinkels der oberen und/oder unteren Rotorblätter 5 genutzt werden. Dies geschieht insbesondere mit dem Ziel, eine höhere Energie- bzw. Leistungsausbeute dadurch zu erzielen, dass die im unteren Bereich der Windenergieanlage durchlaufenden Rotorblätter 5 mit einem flacheren Anstellwinkel und damit einem im Querschnitt größeren Profil eingestellt werden, so dass diese ein höheres Maß an Windenergie aufnehmen und zum Antreiben des Generators in das System überführen können.
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Aus der voranstehenden Beschreibung ist noch einmal deutlich geworden, mit welch vergleichsweise einfachen Mitteln das erfindungsgemäße Verfahren umgesetzt werden kann, um die Leistungsausbeute von Windenergieanlagen zu optimieren.
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Bezugszeichenliste
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- 1
- Windenergieanlage
- 2
- Maschinenhaus
- 3
- Rotor
- 4
- Nabe
- 5
- Rotorblatt
- 6
- Abstandssensor
- 7
- Messstrecke
- 8
- Messstrecke
- 9
- Turm
- 10
- Messstrecke
- 11
- Messstrecke
- A
- Rotordrehachse
- B
- Boden
- W
- Wind
- WP
- Windgeschwindigkeitsprofil
- α
- Winkel
- β
- Winkel
