DE102013002127A1

DE102013002127A1 - Verfahren zur Bestimmung eines Wellenerhebungs- und/oder Geschwindigkeitspotentialfelds in einem wellenbewegten Gewässer

Info

Publication number: DE102013002127A1
Application number: DE102013002127.8A
Authority: DE
Inventors: Jasper Behrendt; Nik Scharmann; Alexander PODDEY; Benjamin Hagemann
Original assignee: Robert Bosch GmbH
Current assignee: Robert Bosch GmbH
Priority date: 2013-02-08
Filing date: 2013-02-08
Publication date: 2014-08-14
Also published as: WO2014121997A1

Abstract

Die Erfindung betrifft ein Verfahren zur Bestimmung eines Wellenerhebungs- und/oder Geschwindigkeitspotentialfelds in einem wellenbewegten Gewässer, wobei Messdaten an wenigstens zwei Messorten (81, 82), die sich auf einer im Wesentlichen parallel zu einem Ruhewasserspiegel (70) des Gewässers orientierten Messfläche (80, 80') befinden, ermittelt werden, und aus den Messdaten das Wellenerhebungs- und/oder Geschwindigkeitspotentialfeld bestimmt wird.

Description

Die vorliegende Erfindung betrifft ein Verfahren zur Bestimmung eines Wellenerhebungs- und/oder Geschwindigkeitspotentialfelds in einem wellenbewegten Gewässer, sowie Mittel zu dessen Implementierung, insbesondere in einem Wellenenergiekonverter und/oder einem Wellenenergiekonverterpark.
Stand der Technik
Zur Umwandlung von Energie aus Wasserbewegungen in Gewässern in nutzbare Energie ist eine Reihe unterschiedlicher Vorrichtungen bekannt. Eine Übersicht hierzu gibt beispielsweise G. Boyle, "Renewable Energy", 2. Aufl., Oxford University Press, Oxford 2004. Derartige Vorrichtungen werden hier als ”Wellenenergiekonverter” bezeichnet.
Im Rahmen der vorliegenden Erfindung sind insbesondere Wellenenergiekonverter von Interesse, die mit ihren bewegten Teilen unter der Wasseroberfläche angeordnet sind und die eine dort vorliegende Wellenorbitalbewegung ausnutzen. Die Wellenorbitalbewegung kann mittels Rotoren in eine Rotationsbewegung umgesetzt werden. Hierzu können Rotoren mit Kopplungskörpern, z. B. hydrodynamischen Auftriebsprofilen, verwendet werden. Ein derartiges System ist in der US 2010/0150716 A1 offenbart. Die Erfindung kann jedoch bei allen Wellenenergiekonvertern und auch bei anderen in einem wellenbewegten Gewässer befindlichen Anlagen eingesetzt werden, die von einer Wellenbewegung beeinflusst werden.
In derartigen Anlagen kann es von Vorteil sein, die zu erwartende Wellenbeaufschlagung vorab zu ermitteln, um insbesondere auftretende Belastungen vorhersagen zu können und entsprechende Anlagen bei Hochenergieszenarien notfalls in einen Schutzmodus versetzen zu können. Unter Hochenergieszenarien werden im Rahmen dieser Anmeldung beispielsweise Wellen mit ungewöhnlich hoher Geschwindigkeit, Amplitude oder einem bestimmten, die Anlagen belastenden Frequenzmuster verstanden.
Darüber hinaus kann ein Wellenenergiekonverter bei Kenntnis der zu erwartenden Wellenbeaufschlagung angepasst an diese betrieben werden, um beispielsweise den Energieertrag des Wellenenergiekonverters zu maximieren.
Bekannte Verfahren zur Prognose der Wellenbeaufschlagung von in einem wellenbewegten Gewässer befindlichen Anlagen umfassen beispielsweise die Erzeugung statistischer Daten (Spektren) von Seegängen. Dies kann beispielsweise über eine Punktmessung mittels sogenannter Waverider-Bojen, die Auswertung von Radardaten oder die Nutzung von Dopplersignalen erfolgen. Letzteres ist beispielsweise in der US 7,768,874,B2 offenbart.
Als Mangel der bekannten Verfahren ist insbesondere die eingeschränkte Funktionalität der genannten Messverfahren anzusehen, die entweder punktuelle und damit nicht ausreichende Messdaten zur Verfügung stellen und/oder häufig nicht zuverlässig funktionieren. Beispielsweise wird die Funktionsfähigkeit von Radarsensoren durch Regen deutlich eingeschränkt. Radarsysteme müssen ferner weit oberhalb der Wasseroberfläche installiert werden, was insbesondere bei den eingangs erläuterten Wellenenergiekonvertern einen beträchtlichen Zusatzaufwand erfordert.
Es besteht daher der Bedarf nach verbesserten Verfahren zur deterministischen nicht statistischen Prognose der Wellenbeaufschlagung von in einem wellenbewegten Gewässer befindlichen Anlagen, insbesondere von Wellenenergiekonvertern.
Offenbarung der Erfindung
Vor diesem Hintergrund schlägt die vorliegende Erfindung ein Verfahren zur Bestimmung eines Wellenerhebungs- und/oder Geschwindigkeitspotentialfelds in einem wellenbewegten Gewässer, sowie Mittel zu dessen Implementierung, insbesondere in einem Wellenenergiekonverter und/oder einem Wellenenergiekonverterpark, mit den Merkmalen der unabhängigen Patentansprüche vor. Bevorzugte Ausgestaltungen sind Gegenstand der abhängigen Patentansprüche sowie der nachfolgenden Beschreibung.
Vorteile der Erfindung
Ein erfindungsgemäßes Verfahren dient zur Prognose einer Wellenbeaufschlagung wenigstens einer in einem wellenbewegten Gewässer befindlichen Anlage, insbesondere wenigstens eines Wellenenergiekonverters. Aus Messdaten von wenigstens zwei unterschiedlichen, auf wenigstens einer im Wesentlichen parallel zu einem Ruhewasserspiegel des Gewässers orientierten Messfläche befindlichen Messorten kann ein Wellenerhebungs- und/oder Geschwindigkeitspotentialfeld in dem wellenbewegten Gewässer rechnerisch bestimmt (”rekonstruiert”) werden.
Für die Ermittlung der Messdaten bieten sich unterschiedliche Methoden an, wobei im Rahmen der Anmeldung insbesondere der Einsatz eines oder mehrerer akustischer Doppler-Strömungsprofiler als Sensoren beschrieben wird. Daneben ist jedoch ebenso der Einsatz von Drucksensoren, Wellenhöhensensoren, Bojen, Lidar-Sensoren und/oder Radar-Sensoren zur Ermittlung der Messdaten vorteilhaft. Es sei angemerkt, dass der oder die Sensoren sowohl an der Anlage selbst als auch davon räumlich getrennt, z. B. an Bojen o. ä. angebracht sein können.
Eine im Wesentlichen parallel zu einem Ruhewasserspiegel des Gewässers orientierte Messfläche ist vorzugsweise parallel zum Ruhewasserspiegel des Gewässers orientiert oder schließt mit diesem einen Winkel von höchstens 10°, vorzugsweise höchstens 6°, ein.
Vorzugsweise ist ein Sensor in einer Wassertiefe angeordnet, in der energetisch besonders relevante Wellenfrequenzen geeignet aufgelöst messbar sind. Der Einsatz von mehreren Sensoren, die sich in unterschiedlichen Tiefen befinden, ist insbesondere bei breitbandigen Wellenspektren (d. h. viele Wellenfrequenzen) vorteilhaft. Die jeweils gewählte Messtiefe stellt zweckmäßigerweise einen Kompromiss zwischen räumlicher Reichweite des Sensors in Wellenausbreitungsrichtung und Messgenauigkeit dar. Werden unterschiedliche Messflächen vermessen, werden deren Messdaten vorzugsweise rechnerisch kombiniert, um das Wellenerhebungs- und/oder Geschwindigkeitspotentialfeld zu bestimmen.
Der oder die Sensoren werden mit ihrer Messrichtung vorzugsweise entgegen der Hauptwellenausbereitungsrichtung (”Strömungsrichtung”) ausgerichtet. Bei Einsatz mehrerer Sensoren können, insbesondere zur Abdeckung unterschiedlicher Hauptwellenausbereitungsrichtung, unterschiedliche Messrichtungen gewählt werden, beispielsweise eine gitterförmige (parallel oder über Kreuz), eine fächerförmige (polare) oder eine sternförmige (polare) Anordnung der Messrichtungen.
Aus dem rekonstruierten Wellenerhebungs- und/oder Geschwindigkeitspotentialfeld kann dann ebenfalls rechnerisch die Wellenbeaufschlagung der Anlage prognostiziert werden. Dadurch kann der Betrieb der Anlage deutlich verbessert werden. Insbesondere kann eine Vorsteuerung erfolgen, so dass auftretende Regelabweichungen reduziert werden. In der Folge können die Regeleingriffe reduziert werden, die Regelung wird robuster. Der Betrieb wird weniger reaktiv.
Für die Prognose der Wellenbeaufschlagung (d. h. Propagation des Wellenerhebungs- und/oder Geschwindigkeitspotentialfelds) eignet sich in besonderer Weise eine Spektrensimulation, insbesondere ein sogenanntes dreidimensionales High Order-Spektralverfahren (HOS, siehe beispielsweise Ducrozet, G., Bonnefoy, F., Le Touzé, D und Ferrant, P.: 3-D HOS simulations of extreme waves in open seas. Nat. Hazards Earth Syst. Sci. 7, 2007, 109–122). Alternativ können aber auch einfachere Verfahren wie die lineare Airy-Theorie für die Rekonstruktion und Propagation verwendet werden.
Ein Aspekt der Erfindung ist der Einsatz des genannten akustischen Doppler-Strömungsprofilers. Akustische Doppler-Strömungsprofiler werden beispielsweise durch die Firma RD Instruments unter der Bezeichnung ADCP (Acoustic Doppler Current Profiler, ADCP) vertrieben. Eine spezielle Bauform des ADCP ist der horizontal messende ADCP (auch als H-ADCP bezeichnet). Akustische Doppler-Strömungsprofiler sind seit längerem zur Vermessung von Strömungen in Gewässern bekannt und eignen sich insbesondere zur Ermittlung von Richtungskomponenten des Geschwindigkeitsvektorfeldes. Akustische Doppler-Strömungsprofiler messen außerordentlich zuverlässig, so dass die hierüber erhaltenen Ergebnisse mitunter als Referenzwerte zur Validierung bzw. Kalibrierung von anderen Strömungsmesssystemen verwendet werden. Insbesondere aufgrund ihrer Wirtschaftlichkeit, ihrer hohen Informationsdichte und ihrer Zuverlässigkeit haben sich akustische Strömungsmesssysteme seit Beginn der 1990er Jahre zur Strömungsmessung in bestimmten Bereichen durchgesetzt.
Akustische Doppler-Strömungsprofiler können beispielsweise auf Schiffen, am Boden verankert und/oder in unterschiedlichen Tiefen und/oder mit unterschiedlichen Arbeitsfrequenzen zum Einsatz kommen. Von seinem Anbringungsort aus misst ein akustischer Doppler-Strömungsprofiler punktuell einen dreidimensionalen Strömungsvektor permanent und zeitlich hoch aufgelöst für unterschiedliche Tiefenschichten bis hin zur Wasseroberfläche. Bei einer horizontalen Anbringung bzw. beim Einsatz eines horizontal messenden akustischen Doppler-Strömungsprofilers (H-ADCP) kann die Strömung kontinuierlich in einer definierten Tiefenschicht (d. h. für auf einer im Wesentlichen parallel zum Ruhewasserspiegel des Gewässers orientierten Messfläche befindliche Messorte) überwacht werden. Der Einsatz eines akustischen Doppler-Strömungsprofilers kann beispielsweise auf Schiffen zur mehrdimensionalen Strömungsmessung in unterschiedlichen Tiefen während verschiedener Tidephasen verwendet werden. Auf diese Weise können beispielsweise Strömungsatlanten für bestimmte Gebiete zum Einsatz im Küstenschutz erstellt werden. Ein Beispiel des Einsatzes eines akustischen Doppler-Strömungsprofilers ist offenbart bei Cysewski, M. C.: Charakterisierung von Strukturen im Strömungsfeld gemessen mit einem Acoustic Doppler Current Profiler. Geesthacht: Helmholtz-Zentrum Geesthacht, Zentrum für Material- und Küstenforschung GmbH, 2011.
Gemäß einem Aspekt der Erfindung wird ein Wellenenergiekonverter als Anlage betrieben. Die Erfindung stellt ein Verfahren vor, das eine Vorsteuerung der Stellgrößen (insbesondere Generatormoment und/oder Anstellwinkel (Pitchwinkel) der Kopplungskörper) ermöglicht. Der Betrieb umfasst vorzugsweise eine Regelung, wobei die Regelgröße ein Phasenwinkel zwischen einer Rotationsbewegung eines Rotors des Wellenenergiekonverters und einer Orbitalströmung der Wellenbewegung sein kann. Hinsichtlich näherer Details zu Eingriffs- bzw. Steuerungsmöglichkeiten für die Energiewandlung wird auf die nicht vorveröffentlichte DE 10 2011 105 177 verwiesen, deren Offenbarung zum Bestandteil der vorliegenden Erfindung gemacht wird. In der Folge können die Regeleingriffe reduziert werden, die Regelung wird robuster. Der Betrieb des Wellenenergiekonverters wird verbessert, da weniger auf bereits eingetretene Veränderungen reagiert werden muss (was zu einer Verschlechterung der Energiegewinnung führt), und statt dessen im Wege einer Vorsteuerung der Wellenenergiekonverter bereits auf zu erwartende Veränderungen eingestellt wird (was eine Verschlechterung der Energiegewinnung reduziert oder ganz verhindert). Die Wandlungseffizienz wird erhöht. Dies gilt insbesondere für multichromatische Wellenzustände, die besonders hohe Anforderungen an die Steuerung/Regelung von Wellenenergiekonvertern stellen. Weiterhin ergeben sich besonders vorteilhafte Möglichkeiten, wenn es um Schutzmaßnahmen geht.
Insbesondere für Wellenenergiekonverter, die das hydrodynamische Auftriebsprinzip nutzen, ist eine sehr gute Kenntnis des Strömungsfelds entscheidend, da bei falscher Steuerung/Regelung eine Entkopplung der Anlage von der lokalen Anströmung und damit der Wellenbewegung auftreten kann. In diesem Fall würde die Effizienz der Anlage deutlich sinken. Zudem würde die mechanische Belastung der Anlage deutlich steigen. Im Rahmen der Erfindung wird das durch die Wellen induzierte Strömungsfeld an dem Wellenenergiekonverter berechnet, um eine Reglung der Anlage zu ermöglichen.
Die Erfindung kann gemäß einem anderen Aspekt auch in Bereichen eingesetzt werden, in denen eine Vorhersage der Wellenbewegung Vorteile für den Betrieb bzw. die Sicherheit einer meerestechnischen Konstruktion bietet. Der Betrieb kann bspw. das Bringen in eine Ruheposition (z. B. Fahnenstellung bei Kopplungskörpern von Wellenenergiekonvertern) umfassen. Weiterhin können Offshore-Operationen effizienter durchgeführt werden (z. B. das Absetzen einer Last von einem bewegten Schiff auf eine Ölplattform oder auf den Meeresgrund; der Mannschaftstransfer von einem Wartungsschiff auf eine Offshore-Windkraftanlage; die dynamische Positionierung eines Schiffes). Insbesondere kann die Erfindung jedoch in Wellenkraftwerken eingesetzt werden, um die Wandlungseffizienz zu erhöhen. In diesem Zusammenhang kann die Erfindung besonders vorteilhaft zur konzertierten Steuerung einer Vielzahl von Kraftwerken (Parks) genutzt werden. Das gilt insbesondere für den Fall, dass die Absorptions- und/oder Abstrahlcharakteristik der einzelnen Kraftwerke bekannt und durch geeignete Modelle beschreibbar ist.
Vorzugsweise wird ein akustischer Doppler-Strömungsprofiler, insbesondere ein H-ADCP, zur Vermessung der einlaufenden Wellenbewegung in räumlicher und zeitlicher Dimension über die unter der Oberfläche auftretenden Strömungsvektoren eingesetzt. Hierdurch kann eine deterministische Rekonstruktion der Oberflächenerhebung erfolgen. Es ist damit möglich, räumliche und zeitliche Aussagen über die Wellenerhebung inklusive sämtlicher Strömungsvektoren unter der Oberfläche zu treffen. Der H-ADCP eignet sich in besonderer Weise für das erfindungsgemäße Verfahren, wenn er eine besonders hohe Abtastfrequenz aufweist.
Um Bewegungen des Sensors in die Rechnung einbeziehen zu können, können zusätzliche Bewegungsmesseinrichtungen eingesetzt werden. Beispielsweise können Beschleunigungsmesser verwendet werden. Dadurch können verfälschte Geschwindigkeitswerte, die durch eine horizontale translatorische Bewegung des Sensors entstehen, korrigiert werden. Weiterhin können durch entsprechende Bewegungsmesseinrichtungen Werte über eine rotative und vertikale translatorische Bewegung des Sensors ermittelt und für eine genauere rechnerische Rekonstruktion des Wellenerhebungs- und/oder Geschwindigkeitspotentialfelds verwendet werden.
Die Verwendung eines H-ADCP ist in besonderer Weise zum Einsatz in einem Offshorepark, beispielsweise einem Wellen- oder Windenergiekonverterpark, geeignet. Hierbei kann ein H-ADCP gemeinsam für eine Vielzahl von entsprechenden Anlagen, beispielsweise Wellenenergiekonverter, vorgesehen sein. Es können auch mehrere H-ADCP vorgesehen sein, deren Messrichtung vorzugsweise nicht parallel oder gleichgerichtet orientiert ist, so dass ein breiterer Winkelbereich abgedeckt werden kann. Hierdurch ist auch die Detektion von mehrdirektionalen Seegangssystemen möglich. Um eine höhere Abtastrate zu simulieren, können die Sensoren auch versetzt angeordnet sein, so dass sie den gleichen Wellenzustand zu unterschiedlichen Phasenlagen vermessen können. Hierdurch kann eine verbesserte Auflösung insbesondere von komplexen Wellenzuständen ermöglicht werden. Die H-ADCP können auch an von der Anlage separaten Strukturen angebracht sein, so dass eine durch die Anlage weitgehend unbeeinflusste Messung ermöglicht wird.
Vorzugsweise wird die zu jedem Zeitpunkt erfasste Ausprägung des Strömungsvektorfeldes genutzt, um das Wellenerhebungs- und/oder Geschwindigkeitspotentialfelds in zumindest einem erforderlichen Umfang rechnerisch zu rekonstruieren. Ein rekonstruiertes Wellenerhebungs- und/oder Geschwindigkeitspotentialfeld kann dann mit Hilfe eines geeigneten Propagationsverfahrens auf die einzelnen Anlagen propagiert werden. Hierdurch kann für jede einzelne Anlage, beispielsweise jeden Wellenenergiekonverter am Ort eines Wellenenergiekonverterparks, die Ausprägung des Strömungsvektorfelds orts- und zeitaufgelöst bestimmt werden, soweit erforderlich. Insbesondere ist durch eine derartige Propagation der Wellenbewegung aber auch die Ausprägung des zukünftig an den Anlagen einlaufenden Strömungsfeldes bekannt, so dass die Steuerung/Regelung jeder einzelnen Anlage auf diese Information zurückgreifen und eine optimale Trajektorie inklusive optimaler Pitchverstellung und Generatormomentensteuerung ermitteln kann. Durch eine entsprechende Sensorik kann die Einhaltung der jeweiligen Steuerziele überwacht und erforderlichenfalls durch eine entsprechende Regelung nachjustiert werden.
Für die Erfindung eignet sich insbesondere ein solcher H-ADCP, wie er durch die Firma RD Instruments vertrieben wird. Ein derartiger H-ADCP arbeitet mit einer Messfrequenz von 300 kHz. Es handelt sich um ein engstrahliges akustisches Überwachungssystem, das horizontal vom jeweiligen Anbringungsort aus misst und hierdurch in der Nähe der Oberfläche des Gewässers (oder in der entsprechenden Tiefe) befindliche Strömungen und multidirektionale Wellen erfasst. Mittels dieses H-ADCP können bis zu 128 individuelle Punkte in einem Horizontalbereich von bis zu 200 m erfasst werden, so dass hieraus die gesamte Wellenstruktur bzw. ein entsprechendes Wellenfeld rekonstruiert werden können. Der bisherige Einsatz derartiger Sensoren beschränkt sich hingegen auf die Überwachung einlaufender Wellen, um Maximalereignisse sicher vorhersagen zu können.
Eine erfindungsgemäße Recheneinheit, z. B. eine Ansteuereinheit einer In einem wellenbewegten Gewässer befindlichen Anlage, insbesondere eines Wellenenergiekonverters ist, insbesondere programmtechnisch, dazu eingerichtet, ein erfindungsgemäßes Verfahren durchzuführen.
Auch die Implementierung der Erfindung in Form von Software ist vorteilhaft, da dies besonders geringe Kosten ermöglicht, insbesondere wenn eine ausführende Recheneinheit noch für weitere Aufgaben genutzt wird und daher ohnehin vorhanden ist. Geeignete Datenträger zur Bereitstellung des Computerprogramms sind insbesondere Disketten, Festplatten, Flash-Speicher, EEPROMs, CD-ROMs, DVDs u. a. m. Auch ein Download eines Programms über Computernetze (Internet, Intranet usw.) ist möglich.
Weitere Vorteile und Ausgestaltungen der Erfindung ergeben sich aus der Beschreibung und der beiliegenden Zeichnung.
Es versteht sich, dass die vorstehend genannten und die nachfolgend noch zu erläuternden Merkmale nicht nur in der jeweils angegebenen Kombination, sondern auch in anderen Kombinationen oder in Alleinstellung verwendbar sind, ohne den Rahmen der vorliegenden Erfindung zu verlassen.
Die Erfindung ist anhand eines Ausführungsbeispiels in der Zeichnung schematisch dargestellt und wird im Folgenden unter Bezugnahme auf die Zeichnung ausführlich beschrieben.
Figurenbeschreibung
Kurze Beschreibung der Zeichnungen
1 zeigt Wellenorbitalbewegungen unter der Oberfläche eines wellig bewegten Gewässers in schematischer Darstellung.
2 zeigt einen Wellenenergiekonverter, der erfindungsgemäß betrieben werden kann, in teilperspektivischer Darstellung.
3 zeigt den Wellenenergiekonverter der 2 in einem Wellenfeld in stärker schematisierter Darstellung.
4 zeigt einen Wellenenergiekonverterpark, der erfindungsgemäß betrieben werden kann, in schematischer Darstellung.
5 veranschaulicht ein Verfahren gemäß einer Ausführungsform der Erfindung in Form eines schematischen Ablaufplans.
6 veranschaulicht unterschiedliche Anordnungs- und Ausrichtungsmöglichkeiten für Sensoren.
In den Figuren tragen gleiche oder gleich wirkende Elemente identische Bezugszeichen. Auf eine wiederholte Erläuterung wird verzichtet.
Ausführungsformen der Erfindung
1 zeigt Wellenorbitalbewegungen unter der Oberfläche eines wellig bewegten Gewässers in schematischer Darstellung. Eine Welle an der Oberfläche des Gewässers ist mit W bezeichnet. An einer Position A liegt ein Wellenberg, an einer Position C ein Wellental vor. Die Welle breitet sich in einer Wellenausbreitungsrichtung 11 aus. An den Positionen B und D befinden sich die Übergänge Wellenberg/Wellental bzw. Wellental/Wellenberg. Die mittlere Gewässeroberfläche ist mit 12 bezeichnet.
Aufgrund der Wellenbewegung ergeben sich unterhalb der Oberfläche des Gewässers Wellenorbitalbewegungen in Form von Orbitalbahnen 13, die nur teilweise mit Bezugszeichen versehen sind. Unmittelbar unter der Oberfläche des Gewässers weisen diese Orbitalbahnen 13 jeweils Radien r auf, die der Amplitude der Welle W entsprechen. Die Radien verringern sich mit zunehmender Distanz zur Oberfläche des Gewässers. Im Tiefwasser sind die Orbitalbahnen 13 kreisförmig, im Flachwasser zunehmend elliptisch.
Die lokale Wasserbewegung ist in der 1 jeweils in Form kurzer, fetter Pfeile dargestellt, die den jeweiligen Bewegungsvektoren v entsprechen. Unter einem Wellenberg an Position A bewegt sich die Gesamtheit der Wasserteilchen dabei in Richtung der Wellenausbreitungsrichtung 11. Unter einem Wellental an Position C bewegt sich die Gesamtheit der Wasserteilchen der Wellenausbreitungsrichtung 11 entgegen. Beim Übergang von einem Wellenberg (Position A) zu einem Wellental (Position C), und zwar in Wellenausbreitungsrichtung fortschreitend, kommt es an Position B zu einer Situation, in der sich die Gesamtheit der Wasserteilchen senkrecht nach oben bewegt. Umgekehrt bewegt sich beim Übergang von einem Wellental (Position C) zu einem Wellenberg (Position A), wiederum in Wellenausbreitungsrichtung 11 fortschreitend, die Gesamtheit der Wasserteilchen senkrecht nach unten. Insgesamt ergibt sich an einer festen Position eine kontinuierliche Änderung der Anströmrichtung, deren Rotationsgeschwindigkeit der Wellenfrequenz entspricht. Bei multichromatischen Wellen besteht eine zeitliche Variabilität.
Die vorliegende Erfindung umfasst insbesondere die Prognose einer Wellenbeaufschlagung einer in einem wellenbewegten Gewässer befindlichen Anlage, beispielsweise eines Wellenenergiekonverters, durch eine besonders einfache und erprobte Erfassung von Strömungsmerkmalen eines Wasserkörpers. Auf Grundlage der erfassten Strömungsmerkmale wird ein Wellenfeld in dem Wasserkörper rechnerisch rekonstruiert und propagiert.
In 2 ist ein Wellenenergiekonverter gezeigt, der sich die gezeigte Wellenorbitalbewegung zu Nutze machen kann. Der Wellenenergiekonverter ist insgesamt mit 1 bezeichnet. Er weist einen Rotor 2, 3, 4 mit einer Rotorbasis 2 auf, an der über Rotor- bzw. Hebelarme 4 längliche Auftriebsprofile 3 angebracht sind. Die Auftriebsprofile 3 sind mit einem Ende mit den Hebelarmen 4 verbunden und beispielsweise über Verstelleinrichtungen 5 in einem Winkel (sogenannter Pitchwinkel) um ihre Längsachse drehbar. Den Verstelleinrichtungen 5 können Positionsgeber 6 zugeordnet sein. Dem Wellenenergiekonverter 1 kann eine Bewegungsmesseinrichtung 9 zugeordnet sein, die dazu eingerichtet ist, eine Bewegung des Wellenenergiekonverters 1 im Wasserkörper zu messen. Die Bewegungsmesseinrichtung 9 kann einen Beschleunigungssensor umfassen.
Die Auftriebsprofile 3 sind, bezogen auf die Achse des Rotors 2, 3, 4, in einem Winkel von 180° versetzt zueinander angeordnet. Vorzugsweise sind die Auftriebsprofile 3 in der Nähe ihres Druckpunktes mit den Hebelarmen 4 verbunden, um im Betrieb auftretende Rotationsmomente auf die Auftriebsprofile 3 und damit die Anforderungen an die Halterung und/oder die Verstelleinrichtungen zu reduzieren. Der radiale Abstand zwischen einem Aufhängungspunkt eines Auftriebsprofils 3 und der Rotorachse beträgt beispielsweise 1 m bis 50 m, vorzugsweise 2 m bis 40 m und besonders bevorzugt 6 m bis 30 m. Die Sehnenlänge der Auftriebsprofile 3 beträgt beispielsweise 1 m bis 8 m. Die größte Längserstreckung kann beispielsweise 6 m oder mehr betragen.
Der Wellenenergiekonverter 1 weist einen integrierten Generator auf. Hierbei ist die Rotorbasis 2 drehbar in einem Generatorgehäuse 7 gelagert. Die Rotorbasis 2 bildet den Läufer des Generators, das Generatorgehäuse 7 dessen Stator. Die erforderlichen elektrischen Einrichtungen wie Spulen und Leitungen sind nicht dargestellt. Auf diese Weise kann eine durch die Wellenorbitalbewegung induzierte Rotationsbewegung der Rotorbasis 2 mit den hieran über die Hebelarme 4 angebrachten Auftriebsprofilen 3 direkt in elektrische Energie umgesetzt werden. Wenngleich in der 2 ein Wellenenergiekonverter 1 gezeigt ist, bei dem die Auftriebsprofile 3 über ihre Hebelarme 4 nur an einer Seite einer Rotorbasis 2 angebracht sind, kann die Erfindung, wie erwähnt, auch bei Wellenenergiekonvertern 1 zum Einsatz kommen, bei denen an beiden Seiten der Rotorbasis 2 Hebelarme 4 bzw. Auftriebsprofile 3 befestigt sind. Ein Einsatz bei sogenannten Käfigläufern ist ebenfalls möglich. Auch müssen die Rotorarme 4 nicht notwendigerweise in der dargestellten Weise ausgebildet sein. Beispielsweise können die Auftriebsprofile 3 auch über ein scheibenförmiges Element mit der Rotorbasis 2 verbunden sein.
An dem Wellenenergiekonverter 1 befestigt oder entfernt hierzu angebracht ist ein akustischer Doppler-Strömungsprofiler 8 vorgesehen, der in der 2 stark schematisiert dargestellt ist. Der akustische Doppler-Strömungsprofiler 8 ist in einer Messrichtung orientiert, die einer Anströmrichtung des Wellenenergiekonverters 1 entspricht. Er ist beispielsweise als H-ADCP ausgebildet.
In 3 ist der Wellenenergiekonverter 1 der 2 nochmals in Draufsicht auf die Rotorbasis 2 gezeigt. Auf die Darstellung des Doppler-Strömungsprofilers 8 wurde verzichtet. Eine Steuereinheit ist schematisch dargestellt und mit 200 bezeichnet.
Der Rotor 2, 3, 4 sei unterhalb der Wasseroberfläche eines wellig bewegten Gewässers, beispielsweise eines Ozeans, angeordnet. Hierbei sollen beispielsweise Tiefwasserbedingungen vorliegen, bei denen die Orbitalbahnen 23 (vgl. 1) der Wasserteilchen weitgehend kreisförmig verlaufen. Eine Rotationsachse des Rotors (senkrecht zur Zeichenebene) sei weitgehend horizontal und weitgehend senkrecht zur Ausbreitungsrichtung 21 der Wellen 20 des wellig bewegten Gewässers orientiert.
Der Wellenenergiekonverter 1 wird von der Orbitalströmung mit einer Anströmungsgeschwindigkeit angeströmt. Dabei handelt es sich bei der Anströmung um die Orbitalströmung von Meereswellen (siehe 1), deren Richtung sich kontinuierlich mit einer Winkelgeschwindigkeit Ω ändert. Bei sogenannten monochromatischen Wellen ändert sich die Anströmungsrichtung dabei mit der Winkelgeschwindigkeit Ω = 2πf = const., wobei f die Frequenz der monochromatischen Welle darstellt. In multichromatischen Wellen unterliegt Ω einer zeitlichen Änderung, Ω = f(t), da die Frequenz f eine Funktion der Zeit ist, f = f(t). Die 3 zeigt damit eine Momentaufnahme. Das erfindungsgemäße Verfahren umfasst im Fall multichromatischer Wellen entsprechende (lokale) Anpassungen. Die Erfindung ist insbesondere zur Prognose entsprechender multichromatischen Wellen bzw. der entsprechenden Wellenbeaufschlagung vorteilhaft.
Im dargestellten Fall ist die Drehung der Orbitalströmung entgegen dem Uhrzeigersinn orientiert, die dazugehörige Welle breitet sich also von rechts nach links aus. Es ist vorgesehen, dass der Rotor 2, 3, 4 synchron zur Orbitalströmung der Wellenbewegung mit einer Winkelgeschwindigkeit ω rotiert, wobei der Begriff der Synchronizität bei multichromatischen Wellen im zeitlichen Mittel zu verstehen ist.
Durch die Einwirkung der Strömung mit der Anströmungsgeschwindigkeit ν → auf die Auftriebsprofile 3 werden jeweils ein Auftrieb (angegeben jeweils durch den Kraftvektor F) und dadurch ein auf den Rotor 2, 3, 4 wirkendes erstes Drehmoment erzeugt. Zur Einstellung der Synchronizität kann auf den Rotor 2, 3, 4 ein vorzugsweise veränderbares zweites Drehmoment in Form eines Widerstands, also eines Bremsmoments, oder eines Beschleunigungsmoments aufgebracht werden. Mittel zur Erzeugung des zweiten Drehmoments können dabei zwischen der Rotorbasis 2 und dem Generatorgehäuse 7 angeordnet sein.
Zwischen der Rotororientierung, die durch eine untere gestrichelte Linie veranschaulicht ist, und die durch die Rotorachse und die Mitte der beiden Verstelleinrichtungen 5 verläuft, und der Richtung der Orbitalströmung, die die durch eine obere gestrichelte Linie veranschaulicht ist, und die durch einen der Geschwindigkeitspfeile ν → verläuft, besteht ein Phasenwinkel bzw. -versatz Δ, dessen Betrag als Parameterwert durch eine geeignete Einstellung des ersten und/oder des zweiten Drehmoments beeinflusst werden kann. In 4 ist ein Wellenenergiekonverterpark dargestellt, der erfindungsgemäß betrieben werden kann. Der Wellenenergiekonverterpark ist insgesamt mit 10 bezeichnet und umfasst im dargestellten Beispiel 15 Wellenenergiekonverter 1, die nur teilweise mit Bezugszeichen versehen sind. Die Darstellung entspricht einer Draufsicht, die Wasseroberfläche liegt daher in der 4 in der Zeichenebene.
Die Wellenenergiekonverter 1 sind gegenüber der 2 und 3 stark vereinfacht dargestellt. Stützstrukturen (Mooring) und dergleichen sind nicht dargestellt. In der 4 sind insgesamt zwei akustische Doppler-Strömungsprofiler 8 stark vergrößert dargestellt, die in unterschiedlichen Richtungen unterhalb eines Gewässeroberfläche messen. Die Abtastrichtung der Doppler-Strömungsprofiler 8 ist unterschiedlich orientiert, so dass ein besonders großer Bereich um den Wellenenergiekonverterpark 10 abgetastet werden kann. Die entsprechenden fächerförmigen Abtastbereiche sind jeweils mit 80 bezeichnet. Durch die akustischen Doppler-Strömungsprofiler 8 können beispielsweise Bereiche 80 von jeweils 150° unter der Oberfläche abgetastet werden. Die akustischen Doppler-Strömungsprofiler 8 sind im Wesentlichen horizontal unter der Wasseroberfläche ausgerichtet. Jeder der Bereiche 80 stellt eine Messfläche mit mehreren unterschiedlichen Messorten dar, wobei die Messfläche im Wesentlichen parallel zu einem Ruhewasserspiegel des Gewässers orientiert ist. Die beiden Doppler-Strömungsprofiler 8 und damit die beiden Bereiche 80 können in derselben tiefe oder in unterschiedlichen Tiefen liegen. Wenngleich in der 4 zwei Doppler-Strömungsprofiler 8 dargestellt sind, können auch Ausführungsformen vorteilhaft sein, die lediglich einen, mehrere gleich orientierte und ggf. hintereinander angeordnete und/oder eine Vielzahl von Doppler-Strömungsprofilern 8 umfassen.
In 5 ist ein Verfahren gemäß einer Ausführungsform der Erfindung in Form eines schematischen Ablaufplans dargestellt und insgesamt mit 100 bezeichnet. Das erfindungsgemäße Verfahren 100 umfasst in einem ersten Schritt 101 die Erfassung von Sensordaten als Messdaten. Die Sensordaten werden dabei mittels eines oder mehrerer Sensoren, wie z. B. der in 4 dargestellten Doppler-Strömungsprofiler 8, an mehreren Messorten 81, die auf einer im Wesentlichen parallel zu einem Ruhewasserspiegel 70 des Gewässers orientierten Messfläche 80 liegen, ermittelt (vgl. 6a). Vorzugsweise werden jeweils mehrere Messorte 81, 82 auf mehreren Messflächen 80, 80' vermessen. Mittels der beispielhaft genannten Doppler-Strömungsprofiler 8 wird an jedem Messort 81, 82 eine Richtungskomponente eines Geschwindigkeitsvektorfeldes des Gewässers ermittelt. Die Messflächen 80, 80' schließen mit dem Ruhewasserspiegel 70 einen Winkel α von höchstens 10°, vorzugsweise höchstens 6°, ein.
Der oder die Sensoren werden mit ihrer Messrichtung vorzugsweise entgegen der Hauptwellenausbereitungsrichtung (”Strömungsrichtung”) ausgerichtet. Bei Einsatz mehrerer Sensoren können, insbesondere zur Abdeckung unterschiedlicher Hauptwellenausbereitungsrichtung, unterschiedliche Messrichtungen gewählt werden. In 6b sind dabei zwei gitterförmige Ausrichtungen illustriert, wobei bei einem parallelen Gitter nur eine Reihe 83, 84 von Sensoren 8 mit jeweils paralleler Messrichtung (durch Pfeile am Rechteck illustriert) und bei einem Kreuzgitter zwei senkrechte Reihen 83, 84 von Sensoren 8 mit jeweils paralleler Messrichtung vorhanden sind. In 6c sind eine sternförmige Ausrichtung (alle Sensoren 8) und eine fächerförmige Ausrichtung (beliebiger Sektor des Sterns) dargestellt.
Es sei bemerkt, dass alternativ oder zusätzlich zu den Doppler-Strömungsprofilern auch Drucksensoren 8' (z. B. in einer flachen oder räumlichen Matrix-Anordnung, in 6d in Draufsicht dargestellt) zur Ermittlung mehrerer Druckwerte (”Druckfeld”) als Messdaten in einer oder in mehreren Ebenen des Fluides, oder Wellenhöhesensoren, wie z. B. Bojen, Lidar- und/oder Radar-Sensoren, zur Ermittlung mehrerer Wellenhöhewerte als Messdaten eines (”Wellenhöhefeldes”) des Gewässers eingesetzt werden können.
Wie mit 110 veranschaulicht, können zu diesem Zeitpunkt auch Informationen einer Bewegung des Sensors in dem Gewässer, die beispielsweise mittels einer Bewegungsmesseinrichtung 9 erfasst werden, ausgewertet werden und in die folgende Berechnung eingehen.
In einem Schritt 102 wird auf Grundlage der erfassten Sensordaten ein Wellenerhebungs- und/oder Geschwindigkeitspotentialfeld beispielweise gemäß des folgenden Verfahrens rekonstruiert.
Zunächst werden die Messdaten in ein Geschwindigkeitspotential φ auf der Sensortiefe an den Messpunkten transformiert. Handelt es sich bei den Messdaten um Richtungskomponente eines Geschwindigkeitsvektorfeldes (z. B. Partikelgeschwindigkeiten u_x), dann umfasst die Transformation eine Integration nach ∂φ = u_x∂x.
Anschließend wird das so erhaltene Geschwindigkeitspotential auf die Höhe des Ruhewasserspiegels 70 transformiert, wie beispielweise beschrieben in "Potential Theory in Gravity and Magnetic Applications", Richard J. Blakely, Cambridge University Press.
Danach wird ein Wellenfeld (Wellenerhebung η) aus der zeitlichen Ableitung des Geschwindigkeitspotentialfelds auf Basis einer linearen oder nichtlinearen Wellentheorie berechnet. Im Falle einer linearen Wellentheorie gilt beispielsweise –gη = ∂φ / ∂t.
Aus dem rekonstruierten Wellenfeld wird in einem Schritt 103 durch rechnerische Propagation mit Hilfe eines geeigneten Wellenmodells (z. B. Higher Order Spectral Method) die spätere Wellenbeaufschlagung der Anlage ermittelt.
Auf dieser Grundlage können, wie mit 120 veranschaulicht, entsprechende Signale für die Steuerung und Regelung der Anlage ausgegeben werden.
ZITATE ENTHALTEN IN DER BESCHREIBUNG
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Zitierte Patentliteratur

US 2010/0150716 A1 [0003]
US 7768874 B2 [0006]
DE 102011105177 [0019]

Zitierte Nicht-Patentliteratur

G. Boyle, ”Renewable Energy”, 2. Aufl., Oxford University Press, Oxford 2004 [0002]
Ducrozet, G., Bonnefoy, F., Le Touzé, D und Ferrant, P.: 3-D HOS simulations of extreme waves in open seas. Nat. Hazards Earth Syst. Sci. 7, 2007, 109–122 [0016]
Cysewski, M. C.: Charakterisierung von Strukturen im Strömungsfeld gemessen mit einem Acoustic Doppler Current Profiler. Geesthacht: Helmholtz-Zentrum Geesthacht, Zentrum für Material- und Küstenforschung GmbH, 2011 [0018]
”Potential Theory in Gravity and Magnetic Applications”, Richard J. Blakely, Cambridge University Press [0060]

Claims

Verfahren zur Bestimmung eines Wellenerhebungs- und/oder Geschwindigkeitspotentialfelds in einem wellenbewegten Gewässer, wobei Messdaten an wenigstens zwei Messorten (81, 82), die sich auf einer im Wesentlichen parallel zu einem Ruhewasserspiegel (70) des Gewässers orientierten Messfläche (80, 80') befinden, ermittelt werden, und aus den Messdaten das Wellenerhebungs- und/oder Geschwindigkeitspotentialfeld bestimmt wird.
Verfahren nach Anspruch 1, wobei die Messdaten an wenigstens vier Messorten (81, 82) ermittelt werden, wobei sich wenigstens zwei erste (81) der wenigstens vier Messorte auf einer ersten im Wesentlichen parallel zum Ruhewasserspiegel (70) des Gewässers orientierten Messfläche (80) befinden und wobei sich wenigstens zwei zweite (82) der wenigstens vier Messorte auf einer zweiten, von der ersten verschiedenen, im Wesentlichen parallel zum Ruhewasserspiegel des Gewässers (70) orientierten Messfläche (80') befinden.
Verfahren nach Anspruch 1 oder 2, wobei die im Wesentlichen parallel zum Ruhewasserspiegel des Gewässers orientierte Messfläche (80, 80') mit dem Ruhewasserspiegel (70) einen Winkel von höchstens 10°, vorzugsweise höchstens 6°, einschließt.
Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche, wobei die Messdaten wenigstens eine Richtungskomponente eines Geschwindigkeitsvektorfeldes des Gewässers umfassen.
Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche, wobei die Messdaten wenigstens einen Druckwert des Gewässers umfassen.
Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche, wobei die Messdaten wenigstens eine Wellenhöhe des Gewässers umfassen.
Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche, wobei das Bestimmen des Wellenerhebungs- und/oder Geschwindigkeitspotentialfelds aus den Messdaten das Berechnen einer zeitlichen Entwicklung eines Ausgangs-Seegangszustands in einem vorgegebenen Zeitfenster, insbesondere an einem von den Messorten (81, 82) unterschiedlichen Ort, umfasst.
Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche, wobei eine Bewegung des wenigstenseinen Sensors (8, 8') in dem Gewässer erfasst und bei dem Bestimmen des Wellenerhebungs- und/oder Geschwindigkeitspotentialfelds berücksichtigt wird.
Recheneinheit, die dazu eingerichtet ist, ein Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche durchzuführen.
Computerprogramm mit Programmcodemitteln, die eine Recheneinheit veranlassen, ein Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 8 durchzuführen, wenn sie auf der Recheneinheit, insbesondere nach Anspruch 9, ausgeführt werden.
Maschinenlesbares Speichermedium mit einem darauf gespeicherten Computerprogramm nach Anspruch 10.
Anlage, insbesondere Wellenenergiekonverter (1), mit einer Recheneinheit nach Anspruch 9, wobei die Recheneinheit weiterhin dazu eingerichtet ist, die Anlage (1) in Abhängigkeit von dem bestimmten Wellenerhebungs- und/oder Geschwindigkeitspotentialfeld zu steuern.
Anlage nach Anspruch 12, die wenigstens einen Doppler-Strömungsprofiler (8), wenigstens einen Drucksensor (8'), wenigstens einen Wellenhöhensensor, wenigstens einen Lidar-Sensor und/oder wenigstens einen Radar-Sensor zur Ermittlung der Messdaten aufweist.
Anlage nach Anspruch 12, die wenigstens zwei unterschiedlich ausgerichtete Doppler-Strömungsprofiler (8) zur Ermittlung der Messdaten aufweist.