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Die vorliegende Erfindung bezieht sich auf Verfahren und Vorrichtungen zum Betreiben zumindest einer Windenergieanlage eines Windparks und zum Bestimmen einer Zustandsgröße einer Windenergieanlage.
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Die Regelung und Betriebsführung von Windenergieanlagen optimiert derzeit die Energieproduktion und minimiert die mechanischen Belastungen auf diese Anlage, je nach eingesetzter Technik mit kollektiver oder individueller Blattverstellung, Azimutverstellung und/oder weiteren Regeleingriffen. Beim Einsatz der Windenergieanlagen in einem Windpark sind diese Strategien dabei derzeit unabhängig von der Position der Windenergieanlagen im Parklayout oder von dem Zustand der anderen Anlagen im Park.
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Vor diesem Hintergrund werden mit der vorliegenden Erfindung ein Verfahren und eine Vorrichtung zum Betreiben zumindest einer Windenergieanlage eines Windparks sowie ein Verfahren und eine Vorrichtung zum Bestimmen einer Zustandsgröße einer Windenergieanlage gemäß den Hauptansprüchen vorgestellt. Vorteilhafte Ausgestaltungen ergeben sich aus den jeweiligen Unteransprüchen und der nachfolgenden Beschreibung.
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Erste Bestrebungen bestehen, Windparks als Kraftwerke zu betreiben und Zustands-Überwachungssysteme auf alle Anlagen des Parks anzuwenden, auf insgesamt gleichmäßige Stromeinspeisung zu zielen, den Windpark mit anderen Energiequellen zu koppeln oder Wartung und Instandsetzung einzelner Anlagen effizient zu kombinieren. Alle diese Ansätze zielen auf eine Reduzierung der Stromgestehungskosten. Windenergieanlagen, die aufgrund ihrer Position im Windpark, beispielsweise außen in Hauptwindrichtung, höheren Lasten ausgesetzt sind, können dabei relativ zu den anderen Anlagen mehr Energie produzieren aber auch eine höhere Ausfallwahrscheinlichkeit erfahren.
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Die erwähnten Methoden technischer Betriebsführung von Windparks können Zustände der Windenergieanlagen anzeigen, vorhersagen oder die Kosten der Auswirkung der Zustände, z. B. aufgrund eines Austauschs von Komponenten, minimieren. Vorteilhafterweise können Informationen über solche Zustände eingesetzt werden, um einzelne Windenergieanlagen so zu bereiben, dass sich aus den Zuständen erkennbare zukünftige unerwünschte Auswirkungen auf die Windenergieanlagen verhindern lassen. Beispielsweise kann die Leistung einer Windenergieanlage, die bereits Abnutzungserscheinungen zeigt, begrenzt werden, um die Lebensdauer der Windenergieanlage zu erhöhen. Ein solcher Ansatz kann sowohl auf eine einzelne Windenergieanlage oder auch für eine Mehrzahl von Windenergieanlagen eines Windparks angewendet werden.
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Gemäß einer Ausführungsform können in einem Windpark einzelne Anlagen jeweils durch ein den einzelnen Anlagen zugeordnetes Zustandsüberwachungssystem, ein sogenanntes Condition Monitoring System (CM), überwacht werden. Ein übergeordnetes Steuerungssystem kann die Daten des Zustandsüberwachungssystems auswerten und den Energieertrag des Windparks optimieren, mit dem weiteren Ziel, dass möglichst lange oder angeglichene Lebensdauern der Anlagen des Windparks erreicht werden. So können z. B. die Wartungszeiträume einzelner Anlagen möglichst eng zusammengelegt werden.
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Ein Verfahren zum Betreiben zumindest einer Windenergieanlage eines Windparks umfasst die folgenden Schritte:
Einlesen mindestens einer ersten Zustandsgröße einer ersten Windenergieanlage und mindestens einer zweiten Zustandsgröße einer zweiten Windenergieanlage;
Bestimmen eines ersten Abnutzungsgrads der ersten Windenergieanlage unter Verwendung der mindestens einen ersten Zustandsgröße und eines zweiten Abnutzungsgrads der zweiten Windenergieanlage unter Verwendung der mindestens einen zweiten Zustandsgröße; und
Ermitteln einer Sollbetriebsvorgabe, um eine mechanische Belastung zumindest einer der Windenergieanlagen zu begrenzen, unter Verwendung des ersten Abnutzungsgrads und des zweiten Abnutzungsgrads.
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Vorteilhafterweise kann unter Durchführung des Verfahrens ein Windpark derart betrieben werden, dass die Gesamtheit der Windenergieanlagen eine möglichst gleichmäßige Abnutzung erfährt und dadurch die Gestehungskosten für den gesamten von allen Anlagen erzeugten Strom minimal sind.
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Ein Windpark kann eine Anordnung aus einer Mehrzahl von Windenergieanlagen umfassen. Eine Windenergieanlage kann einen Rotor umfassen, der angetrieben durch auf den Rotor treffenden Wind in Bewegung gesetzt werden kann. Die Bewegungsenergie kann unter Verwendung eines Generators in elektrische Energie umgewandelt werden. Aufgrund der Anordnung der Windenergieanlagen können einzelne Windenergieanlagen einer größeren Belastung, beispielsweise größeren Windstärken, ausgesetzt sein, als andere der Windenergieanlagen des Windparks. Eine Windenergieanlage, die einer größeren Belastung ausgesetzt ist, kann nach einer bestimmten Betriebsdauer einen größeren Abnutzungsgrad aufweisen, als eine vergleichbare andere Windenergieanlage, die einer geringeren Belastung ausgesetzt ist. Der Abnutzungsgrad kann beispielsweise ein Maß für eine Restlebensdauer einer Komponente der Windenergieanlage oder eine Notwendigkeit einer Wartung der Windenergieanlage sein. Weisen zwei Windenergieanlagen zu einem Zeitpunkt unterschiedliche Abnutzungsgrade auf, so können diese im weiteren Verlauf des Betriebs der Windenergieanlagen aneinander angeglichen werden, indem die Windenergieanlage mit dem höheren Abnutzungsgrad im weiteren Betrieb mit einer geringeren mechanischen Belastung als die Windenergieanlage mit dem niedrigeren Abnutzungsgrad betrieben wird. Dies kann dadurch erreicht werden, indem zumindest für die Windenergieanlage mit dem höheren Abnutzungsgrad eine Sollbetriebsvorgabe erstellt wird, durch die die mechanische Belastung dieser Windenergieanlage begrenzt wird. Um den Abnutzungsgrad einer Windenergieanlage zu bestimmen, kann auf eine oder mehrere Zustandsgrößen der Windenergieanlage zugrückgegriffen werden. Eine Zustandsgröße kann sich auf einen aktuellen Zustand der Windenergieanlage beziehen. Eine Zustandsgröße kann beispielsweise einen von einem Sensor bereitgestellten Wert darstellen.
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Beispielsweise können zum Bestimmen der Abnutzungsgrade verwendete Zustandsgrößen jeweils Werte von Sensoren darstellen, die einen Betriebszustand und zusätzlich oder alternativ einen Belastungszustand der Windenergieanlagen erfassen. Beispielsweise kann eine Zustandsgröße eine elektrische Leistung, eine Drehzahl oder ein Biegemoment darstellen. Basierend auf solchen Werten kann basierend auf bekannten Erfahrungswerten, die bisher beispielsweise zur Festlegung von Wartungsintervallen eingesetzt werden, auf den Abnutzungsgrad einer Windenergieanlage geschlossen werden. Vorteilhafterweise werden entsprechende Zustandsgrößen üblicherweise ohnehin bereits an Windenergieanlagen erfasst.
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Im Schritt des Bestimmens kann der erste Abnutzungsgrad unter Verwendung von über die bisherige Betriebsdauer der ersten Windenergieanlage eingelesenen ersten Zustandsgröße und der zweite Abnutzungsgrad unter Verwendung von über die bisherige Betriebsdauer der zweiten Windenergieanlage eingelesenen zweiten Zustandsgröße bestimmt werden. Bei der Betriebsdauer kann es sich um die gesamte Betriebsdauer oder eine Betriebsdauer nach einer durchgeführten Wartung handeln. Auf diese Weise können Vorbelastungen bei der Bestimmung des aktuellen Abnutzungsgrads berücksichtigt werden.
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Gemäß einer Ausführungsform können Sensordaten zur Windfeld-Erkennung im Bereich des Windparks in einem Schritt als Zustandsgröße eingelesen und verarbeitet werden und bei der Bestimmung des Abnutzungsgrades herangezogen werden. Dadurch können Verzögerungen in der Daten-Verarbeitungs-Kette ausgeglichen werden und plötzliche Überlastzustände vermieden werden.
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Im Schritt des Bestimmens können die Abnutzungsgrade ferner unter Verwendung von Daten über einen Anlagentyp der Windenergieanlagen und zusätzlich oder alternativ über eine Anordnung der Windenergieanlage zueinander bestimmt werden. Dadurch kann beispielsweise berücksichtigt werden, dass Windenergieanlagen unterschiedlicher Anlagentypen bei gleicher Belastung unterschiedliche Abnutzungsgrade aufweisen. Durch die Anordnung der Windenergieanlagen zueinander kann beispielsweise berücksichtigt werden, dass einige Windenergieanlagen einer größeren Windbelastung ausgesetzt sind als andere Windenergieanlagen und dadurch bei gleicher Betriebsdauer einen höheren Abnutzungsgrad aufweisen.
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Im Schritt des Bestimmens können die Abnutzungsgrade ferner unter Verwendung von Daten über einen auf die Windenergieanlage einwirkenden Wind bestimmt werden. Durch den über den bisherigen Betriebszeitraum der Windenergieanlage auf diese einwirkenden Wind kann auf die Belastung und somit den Abnutzungsgrad der Windenergieanlage geschlossen werden.
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Die Sollbetriebsvorgabe kann beispielsweise eine reduzierte maximale Leistung zumindest einer der Windenergieanlagen definieren. Die Leistung kann beispielsweise eine erzeugte elektrische Leistung darstellen. Wird eine Windenergieanlage mit einer reduzierten maximalen Leistung, also einer geringeren als einer maximal zulässigen Leistung betrieben, so kann die weitere Abnutzung dieser Windenergieanlage reduziert werden. Beispielsweise können in einem Windpark Sollbetriebsvorgaben für diejenigen Windenergieanlagen ermittelt werden, die einen besonders hohen Abnutzungsgrad aufweisen. Für Windenergieanlagen mit einem im Vergleich dazu geringeren Abnutzungsgrad können dagegen keine Sollbetriebsvorgaben oder Sollbetriebsvorgaben mit einer weniger stark reduzierten maximalen Leistung ermittelt werden. Dadurch können die Abnutzungsgrade der Windenergieanlagen während des weiteren Betriebs aneinander angepasst werden.
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Beispielsweise kann im Schritt des Ermittelns eine erste Sollbetriebsvorgabe ermittelt werden, um eine mechanische Belastung der ersten Windenergieanlagen zu begrenzen und es kann eine zweite Sollbetriebsvorgabe ermittelt werden, um eine mechanische Belastung der zweiten Windenergieanlage zu begrenzen. Die erste und die zweite Sollbetriebsvorgabe können dabei unter Verwendung des ersten Abnutzungsgrads und des zweiten Abnutzungsgrads ermittelt werden. Somit kann für jede Windenergieanlage abhängig von den Abnutzungsgraden eine individuelle Sollbetriebsvorgabe ermittelt werden. Dies ermöglicht es, die Lebensdauern oder erforderlichen Wartungsintervalle der einzelnen Windenergieanlagen aneinander anzupassen.
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Dabei können im Schritt des Ermittelns die erste Sollbetriebsvorgabe und die zweite Sollbetriebsvorgabe unter Verwendung eines Verhältnisses zwischen dem ersten Abnutzungsgrad und dem zweiten Abnutzungsgrad ermittelt werden. Auf diese Weise kann die zukünftige mechanische Belastung derjenigen Windenergieanlage mit dem aktuell größeren Abnutzungsgrad stärker reduziert werden, als die zukünftige mechanische Belastung derjenigen Windenergieanlage mit dem aktuell geringeren Abnutzungsgrad.
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Es können also die erste und die zweite Sollbetriebsvorgabe so ermittelt werden, dass die mechanische Belastung derjenigen Windenergieanlage mit dem größeren Abnutzungsgrad stärker begrenzt wird als die mechanische Belastung derjenigen Windenergieanlage mit dem geringeren Abnutzungsgrad.
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Ein Verfahren zum Bestimmen einer Zustandsgröße einer Windenergieanlage umfasst die folgenden Schritte:
Erfassen von Daten über einen Zustand zumindest einer Komponente der Windenergieanlage;
Bestimmen einer Restbetriebsdauer der zumindest einen Komponente unter Verwendung der Daten über den Zustand; und
Bereitstellen einer Information über die Restbetriebsdauer als eine Zustandsgröße der Windenergieanlage.
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Die Daten können beispielsweise über eine Schnittstelle erfasst, also eingelesen, oder direkt, beispielsweise unter Verwendung eines Sensors erfasst werden. Bei der Komponente kann es sich um eine mechanische, elektrische oder elektromechanische Einrichtung der Windenergieanlage handeln. Die Restlebensdauer kann unter Verwendung von Erfahrungswerten oder Vergleichswerten bestimmt werden. Die Restbetriebsdauer kann beispielsweise eine Zeitdauer angeben, nach der die Komponente gewartet oder ersetzt werden soll. Die Zustandsgröße kann an eine Steuereinrichtung ausgegeben werden, die beispielsweise zur Steuerung dieser Windenergieanlage oder zur Steuerung einer Mehrzahl von Windenergieanlagen eines Windparks vorgesehen ist.
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Das Verfahren kann einen Schritt des Einschränkens eines Betriebs der Windenergieanlage in Abhängigkeit von der Zustandsgröße umfassen, um eine Betriebsdauer der Windenergieanlage über die Restbetriebsdauer hinaus zu verlängern. Auf diese Weise kann die Betriebsdauer der Windenergieanlage beispielsweise bis zu einem Termin verlängert werden, zu dem sich eine Wartung der Windenergieanlage anbietet. Zudem können die Restbetriebsdauern mehrerer Windenergieanlagen eines Windparks aufeinander abgestimmt werden, um sie gemeinsam warten zu können.
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Die vorliegende Erfindung schafft ferner eine Vorrichtung, die ausgebildet ist, um die Schritte einer Ausführungsform eines hier vorgestellten Verfahrens in entsprechenden Einrichtungen durchzuführen bzw. umzusetzen. Auch durch diese Ausführungsform der Erfindung in Form einer Vorrichtung kann die der Erfindung zugrunde liegende Aufgabe schnell und effizient gelöst werden.
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Unter einer Vorrichtung kann vorliegend ein elektrisches Gerät verstanden werden, das Sensorsignale verarbeitet und in Abhängigkeit davon Steuer- und/oder Datensignale ausgibt. Die Vorrichtung kann eine Schnittstelle aufweisen, die hard- und/oder softwaremäßig ausgebildet sein kann. Bei einer hardwaremäßigen Ausbildung können die Schnittstellen beispielsweise Teil eines sogenannten System-ASICs sein, der verschiedenste Funktionen der Vorrichtung beinhaltet. Es ist jedoch auch möglich, dass die Schnittstellen eigene, integrierte Schaltkreise sind oder zumindest teilweise aus diskreten Bauelementen bestehen. Bei einer softwaremäßigen Ausbildung können die Schnittstellen Softwaremodule sein, die beispielsweise auf einem Mikrocontroller neben anderen Softwaremodulen vorhanden sind.
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Von Vorteil ist auch ein Computerprogrammprodukt mit Programmcode, der auf einem maschinenlesbaren Träger wie einem Halbleiterspeicher, einem Festplattenspeicher oder einem optischen Speicher gespeichert sein kann und zur Durchführung des Verfahrens nach einer der vorstehend beschriebenen Ausführungsformen verwendet wird, wenn das Programmprodukt auf einem Computer oder einer Vorrichtung ausgeführt wird.
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Die Erfindung wird nachstehend anhand der beigefügten Zeichnungen beispielhaft näher erläutert. Es zeigen:
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1 eine schematische Darstellung einer Vorrichtung zum Betreiben zumindest einer Windenergieanlage eines Windparks, gemäß einem Ausführungsbeispiel der Erfindung;
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2 ein Ablaufdiagramm eines Verfahrens zum Betreiben zumindest einer Windenergieanlage eines Windparks, gemäß einem Ausführungsbeispiel der Erfindung;
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3 eine schematische Darstellung eines Windparks mit einer Mehrzahl von Windenergieanlagen, gemäß einem Ausführungsbeispiel der Erfindung;
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4 eine schematische Darstellung einer Vorrichtung zum Bestimmen einer Zustandsgröße einer Windenergieanlage, gemäß einem Ausführungsbeispiel der Erfindung; und
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5 ein Ablaufdiagramm eines Verfahrens zum Bestimmen einer Zustandsgröße einer Windenergieanlage, gemäß einem Ausführungsbeispiel der Erfindung.
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Gleiche oder ähnliche Elemente können in den nachfolgenden Figuren durch gleiche oder ähnliche Bezugszeichen versehen sein. Ferner enthalten die Figuren der Zeichnungen, deren Beschreibung sowie die Ansprüche zahlreiche Merkmale in Kombination. Einem Fachmann ist dabei klar, dass diese Merkmale auch einzeln betrachtet werden oder sie zu weiteren, hier nicht explizit beschriebenen Kombinationen zusammengefasst werden können.
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1 zeigt eine schematische Darstellung einer Vorrichtung 100 zum Betreiben zumindest einer Windenergieanlage 111, 112 eines Windparks gemäß einem Ausführungsbeispiel der Erfindung. Gezeigt sind beispielhaft eine erste Windenergieanlage 111 und eine zweite Windenergieanlage 112. Dabei kann es sich beispielsweise um bekannte Windenergieanlagen 111, 112 mit einem an einem Turm angeordneten Rotor handeln.
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Die Vorrichtung 100 weist eine Schnittstelle zum Einlesen mindestens einer ersten Zustandsgröße 121 von der ersten Windenergieanlage 111 und zum Einlesen mindestens einer zweiten Zustandsgröße 122 von der zweiten Windenergieanlage 112 auf. Bei den Zustandsgrößen 121, 122 handelt es sich um Größen, die einen Rückschluss auf eine bisherige Abnutzung oder anders ausgedrückt, auf eine verbleibende mögliche Betriebsdauer der Windenergieanlage 111, ermöglichen. Die Vorrichtung 100 weist eine oder mehrere Einrichtungen auf, die ausgebildet sind, um basierend auf den Zustandsgrößen 121, 122 zumindest eine Sollbetriebsvorgabe 131, 132 für zumindest eine der Windenergieanlagen 111, 112 zu ermitteln. Gemäß diesem Ausführungsbeispiel wird eine erste Sollbetriebsvorgabe 131 ermittelt und an eine Betriebssteuerung der ersten Windenergieanlage 111 ausgegeben. Zusätzlich oder alternativ wird eine zweite Sollbetriebsvorgabe 132 ermittelt und an eine Betriebssteuerung der zweiten Windenergieanlage 112 ausgegeben. Durch eine Sollbetriebsvorgabe 131, 132 kann eine durch einen Betrieb einer Windenergieanlage 111, 112 hervorgerufene mechanische Belastung der Windenergieanlage 111, 112 gesteuert werden.
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Gemäß einem Ausführungsbeispiel ist die Vorrichtung 100 ausgebildet, um für die erste Windenergieanlage 111 eine Sollbetriebsvorgabe 131 zu ermitteln, durch die im weiteren Betrieb der Windenergieanlagen 111, 112 eine mechanische Belastung der ersten Windenergieanlage 111 geringer ausfällt als eine mechanische Belastung der zweiten Windenergieanlage 113, wenn sich aus den Zustandsgrößen 121, 122 ergibt, dass die erste Windenergieanlage 111 einen größeren Abnutzungsgrad als die zweite Windenergieanlage 112 aufweist. In diesem Fall kann die Vorrichtung 100 ausgebildet sein, um für die zweite Windenergieanlage 112 keine Sollbetriebsvorgabe 132 bereitzustellen, das heißt, die zweite Windenergieanlage 112 kann unter Volllast betrieben werden oder die Vorrichtung 100 kann ausgebildet sein, um für die zweite Windenergieanlage 112 eine Sollbetriebsvorgabe 132 bereitzustellen, die zwar eine Begrenzung der mechanischen Belastung der zweiten Windenergieanlage 112 bewirkt, jedoch in einem geringeren Maße als die Begrenzung der mechanischen Belastung der ersten Windenergieanlage 111 durch die Sollbetriebsvorgabe 131.
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Weist der Windpark zumindest eine weitere Windenergieanlage auf, so kann die Vorrichtung 100 ausgebildet sein, um eine Zustandsgröße der zumindest einen weiteren Windenergieanlage einzulesen und zur Ermittlung der Sollbetriebsvorgaben 131, 132 sowie einer möglichen weiteren Sollbetriebsvorgabe für die zumindest eine weitere Windenergieanlage zu verwenden.
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2 zeigt ein Ablaufdiagramm eines Verfahrens zum Betreiben zumindest einer Windenergieanlage eines Windparks gemäß einem Ausführungsbeispiel der Erfindung. Das Verfahren kann beispielsweise von geeigneten Einrichtungen einer Vorrichtung zum Betreiben zumindest einer Windenergieanlage umgesetzt werden, wie sie in 1 gezeigt ist.
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In einem Schritt 201 werden Zustandsgrößen von zumindest zwei Windenergieanlagen des Windparks eingelesen. Dabei können von jeder der Windenergieanlagen eine oder mehrere Zustandsgrößen gleicher Art eingelesen werden.
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In einem Schritt 203 wird für jede der Windenergieanlage ein Abnutzungsgrad bestimmt. Dabei wird ein Abnutzungsgrad einer Windenergieanlage basierend auf der oder den Zustandsgrößen bestimmt, die für diese Windenergieanlage eingelesen wurden. Ferner können zum Bestimmen des Abnutzungsgrads weitere Daten bezüglich dieser oder anderer Windenergieanlagen genutzt werden. Solche Daten können beispielsweise gespeicherte Zustandsgrößen, Daten über die aktuellen oder in der Vergangenheit liegenden Windverhältnisse oder Daten über den Typ der Windenergieanlage oder in der Windenergieanlage verbaute Komponenten und deren Lebenserwartungen oder Wartungsintervalle.
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In einem Schritt 205 wird eine Sollbetriebsvorgabe für zumindest eine der Windenergieanlagen ermittelt. Durch die Sollbetriebsvorgabe kann die zukünftige mechanische Belastung der zumindest einen Windenergieanlage begrenzt werden. Zur Ermittlung der Sollbetriebsvorgabe werden die im Schritt 203 bestimmten Abnutzungsgrade zugrunde gelegt. Zusätzlich kann das Verfahren Sensordaten zur Windfeld-Erkennung 209 im Bereich des Windparks als Zustandsgröße einlesen und in einem Schritt 207 verarbeiten, um die Verzögerungen in der Daten-Verarbeitungs-Kette auszugleichen und plötzliche Überlastzustände zu vermeiden. Dadurch kann eine prädiktive Berücksichtigung des Windfeldes erfolgen. Die verarbeiteten Sensordaten zur Windfeld-Erkennung 209 können im Schritt 203 in die Abnutzungsgradbestimmung einfließen. Im Schritt 205 wird die Sollbetriebsvorgabe unter Verwendung der Abnutzungsgrade so ermittelt, dass ein geringer Abnutzungsgrad einer Windenergieanlage zu einer höheren zukünftigen mechanischen Belastung dieser Windenergieanlage führt und ein im Vergleich dazu höherer Abnutzungsgrad einer Windenergieanlage zu einer geringeren zukünftigen mechanischen Belastung dieser Windenergieanlage führt. Beispielsweise kann eine geringere mechanische Belastung dadurch erreicht werden, dass die Blattwinkel der Rotorblätter der Windenergieanlage abweichend von einem auf eine maximale Leistungsabgabe optimierten Blattwinkel eingestellt werden. Dadurch können Windenergieanlagen, die bereits einen erhöhten Abnutzungsgrad aufweisen, mit einer reduzierten Soll-Leistung betrieben werden, wodurch die mechanische Belastung und damit die weitere Abnutzung dieser Windenergieanlagen reduziert.
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3 zeigt eine schematische Darstellung eines Windparks 310 gemäß einem Ausführungsbeispiel der Erfindung. Beispielhaft weist der Windpark 310 sechs Windenergieanlagen 111, 112, 313, 314, 315, 316 auf. Die Windenergieanlagen 111, 112, 313, 314, 315, 316 sind beispielhaft in zwei Reihen angeordnet. Ein auf den Windpark 310 auftreffender Wind 320 trifft zuerst auf die aus den Windenergieanlagen 111, 112, 313 bestehenden ersten Reihe und anschließend auf die aus den Windenergieanlagen 314, 315, 316 bestehenden zweiten Reihe auf. Aufgrund unterschiedlicher bisheriger Belastungen während ihrer Betriebszeit weisen die Windenergieanlagen 111, 112, 313, 314, 315, 316 unterschiedliche Abnutzungsgrade auf.
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So zeigt 3 eine beispielhafte Windparkanordnung aus den Windenergieanlagen 111, 112, 313, 314, 315, 316 mit unterschiedlichen Abnutzungsgraden in Prozent. Hier weist die Windenergieanlage 111 einen Abnutzungsgrad von 10%, die Windenergieanlage 112 einen Abnutzungsgrad von 8%, die Windenergieanlage 313 einen Abnutzungsgrad von 10%, die Windenergieanlage 314 einen Abnutzungsgrad von 5%, die Windenergieanlage 315 einen Abnutzungsgrad von 8% und die Windenergieanlage 316 einen Abnutzungsgrad von 5%. Je höher der Prozentsatz ist, desto stärker ist der Abnutzungsgrad. Ist ein Prozentsatz von 100% erreicht, so kann eine Wartung oder Reparatur erforderlich sein.
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Unter Verwendung eines Verfahrens zum Betreiben zumindest einer Windenergieanlage 111, 112, 313, 314, 315, 316 eines Windparks 310, wie es beispielsweise anhand von 2 beschrieben ist, können die Windenergieanlagen 111, 112, 313, 314, 315, 316 abhängig von ihren aktuellen Abnutzungsgraden, wie sie in 3 gezeigt sind, ab nun so betrieben werden, dass diejenigen der Windenergieanlagen 111, 112, 313, 314, 315, 316, die einen höheren Abnutzungsgrad aufweisen, mit einer geringeren Leistung betrieben werden, als diejenigen der Windenergieanlagen 111, 112, 313, 314, 315, 316, die einen geringeren Abnutzungsgrad aufweisen. Auf diese Weise können die Abnutzungsgrade der Windenergieanlagen 111, 112, 313, 314, 315, 316 im weiteren Betrieb aneinander angepasst werden.
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Beispielsweise können für die Windenergieanlagen 111, 313, die den höchsten Abnutzungsgrad aufweisen, Sollbetriebsvorgaben ermittelt werden, die eine starke Einschränkung der zukünftigen mechanischen Belastung dieser Windenergieanlagen 111, 313 bewirken. Für die Windenergieanlagen 112, 315, die einen mittleren Abnutzungsgrad aufweisen, können Sollbetriebsvorgaben ermittelt werden, die eine geringe Einschränkung der zukünftigen mechanischen Belastung dieser Windenergieanlagen 112, 315 bewirken. Für die Windenergieanlagen 314, 316, die den geringsten Abnutzungsgrad aufweisen, können entweder keine Sollbetriebsvorgaben ermittelt werden oder es können Sollbetriebsvorgaben ermittelt werden, die keine Einschränkung der zukünftigen mechanischen Belastung unter die für diese Anlagen maximal möglichen Belastungen bewirken.
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Zur Steuerung eines Betriebs der Windenergieanlagen 111, 112, 313, 314, 315, 316 kann eine Vorrichtung eingesetzt werden, wie sie beispielsweise anhand von 1 beschrieben ist. Die Vorrichtung kann als eine Steuerung fungieren.
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Gemäß einem Ausführungsbeispiel kann eine solche Steuerung basierend auf einem vergangenen von der Steuerung berechneten oder aufgezeichneten Schädigungsverlauf aller Anlagen 111, 112, 313, 314, 315, 316, den aktuellen Belastungs- und Energiegewinnungsdaten sowie a-priori-Wissen über den Windpark, wie Layout und Anlagentypen für jede Anlage individuelle Energieproduktionsvorgaben, auch Sollbetriebsvorgaben genannt, ausgeben. Damit kann die weitere Abnutzung jeder einzelnen Windenergieanlage 111, 112, 313, 314, 315, 316 individuell beeinflusst werden. Dies führt zu insgesamt minimalen Stromgestehungskosten des Windparks 310.
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Die Steuerung kann als Löser eines Optimierungsproblems aufgefasst werden, bei dem die umzuwandelnde Energiemenge maximiert werden soll unter der Nebenbedingung gleichmäßiger Ausnutzung der Lebensdauern aller Windenergieanlagen 111, 112, 313, 314, 315, 316.
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Dazu können als Komponenten eine Einrichtung zur Messung und Speicherung mindestens einer Zustandsgröße, eine Steuereinheit und ein Windpark zusammenwirken.
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Die Einrichtung zur Messung und Speicherung mindestens einer Zustandsgröße, die eine Aussage über die Belastungen einer oder mehrerer Windenergieanlagen 111, 112, 313, 314, 315, 316 zulässt, ist gemäß einem Ausführungsbeispiel ausgebildet, um von mindestens zwei Windenergieanlagen 111, 112, 313, 314, 315, 316 in dem Windpark 310, beispielsweise elektrische Leistung, Drehzahl, Biegemomente an den Blättern oder am Rotor zu erfassen und weiterzuleiten oder zu speichern. Die Einrichtung zur Messung kann einen oder mehrere Sensoren zur Erfassung geeigneter Messwerte umfassen, die einen Rückschluss auf eine aktuelle oder bisherige Belastung einer Windenergieanlage 111, 112, 313, 314, 315, 316 ermöglichen.
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Die Steuereinheit ist zur Verarbeitung der von der Einrichtung zur Messung und Speicherung bereitgestellten Messsignale und zur Ausgabe von Soll-Leistungen, auch als Sollbetriebsvorgabe bezeichnet, an mindestens eine Windenergieanlage 111, 112, 313, 314, 315, 316 ausgebildet. Die Steuereinheit kann beispielsweise wie anhand von 1 beschrieben ausgeführt sein.
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Aus den gespeicherten Zustandsgrößen der Einrichtung zur Messung und Speicherung wird von der Steuereinheit pro Windenergieanlage 111, 112, 313, 314, 315, 316 ein Abnutzungsgrad geschätzt. Die Steuereinheit ist ausgebildet, um die maximalen Soll-Leistungen so zu berechnen, dass diejenigen der Windenergieanlagen 111, 112, 313, 314, 315, 316 mit niedrigem Abnutzungsgrad mehr belastet werden als die Windenergieanlagen 111, 112, 313, 314, 315, 316 mit höherem Abnutzungsgrad.
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Die Windenergieanlagen 111, 112, 313, 314, 315, 316 des Windparks 310 sind gemäß einem Ausführungsbeispiel ausgebildet, um Signale für maximale Soll-Leistungen empfangen zu können und ihre Rotoren auf die den maximalen Soll-Leistungen entsprechenden maximalen Energieumwandlungen regeln zu können, beispielsweise durch Blattwinkelverstellung.
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Gemäß dem in 3 gezeigten Ausführungsbeispiel weht der Wind 320 im Windpark 310 aktuell aus der gezeigten Richtung, von links kommend. Die einzelnen Windenergieanlagen 111, 112, 313, 314, 315, 316 besitzen eine durch die Steuereinheit geschätzte Abnutzung in Prozent wie angegeben.
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Die zentrale Steuereinheit, die sich in einer der Windenergieanlagen 111, 112, 313, 314, 315, 316, in einer Umrichter-Station oder an einem über das Internet angeschlossenen Rechner befinden kann, erfasst die Windrichtung des Winds 310 aus der mittleren Ausrichtung aller sechs Windenergieanlagen 111, 112, 313, 314, 315, 316. Die Steuereinheit ist ausgebildet, um den Windenergieanlagen 111, 313 eine niedrigere maximale Soll-Leistung zuzuweisen als den Windenergieanlagen 314, 316, weil die berechneten Schädigungen der Windenergieanlagen 111, 313 höher sind als bei den Windenergieanlagen 314, 316 stromabwärts. Die Windenergieanlagen 112, 314 sollen dieselbe maximale Leistung erbringen, da sie gleich weit abgenutzt sind. Die Steuereinheit ist ausgebildet, um die Abnutzung durch eine einfache Abschätzung aus insgesamt bisher erbrachter Energieextraktion bezogen auf die für diesen Anlagentyp bei der Auslegung berechnete Energieextraktion über die Lebensdauer abzuschätzen.
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Gemäß einem Ausführungsbeispiel kann die Schätzung der Abnutzung der Windenergieanlagen 111, 112, 313, 314, 315, 316 verbessert werden, indem Informationen über die Windrichtung und Geschwindigkeit, beispielsweise mittels Sensoren an den Windenergieanlagen 111, 112, 313, 314, 315, 316 erfasst werden und in die Bestimmung der Abnutzungsgrade mit einbezogen werden. Mit einem geeigneten mathematischen Modell kann die Abnutzung damit berechnet werden. Ferner können durch detaillierte Zustands- und Belastungsmessungen in oder an Komponenten der Windenergieanlagen 111, 112, 313, 314, 315, 316, einem sogenannten Condition Monitoring und Load Monitoring, beispielsweise an den Rotorblättern, an der Nabe oder im Getriebe weitere Daten ermittelt werden, die in die Bestimmung der Abnutzungsgrade mit einbezogen werden können. Dies kann beispielsweise durch Abgleich der aufgezeichneten Daten mit Abnutzungs- und Ausfalldaten baugleicher Anlagen oder Komponenten, auch in anderen Windparks erfolgen.
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Eine entsprechende Betriebsstrategie eignet sich für einen Windpark 310 zur Energieabgabe- und Lebensdaueroptimierung. Dazu ist lediglich das Vorhandensein einer Windparksteuerung erforderlich, die maximale Soll-Leistungen an die Windenergieanlagen 111, 112, 313, 314, 315, 316 ausgibt und Signale zur Berechnung der Abnutzung der Anlagen 111, 112, 313, 314, 315, 316 empfängt.
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4 zeigt eine schematische Darstellung einer Vorrichtung zum Bestimmen einer Zustandsgröße einer Windenergieanlage 111 gemäß einem Ausführungsbeispiel der Erfindung. Gezeigt ist ein Rotor 441 einer Windenergieanlage 111, wie sie beispielsweise anhand von 3 beschrieben ist. Der Rotor 441 ist über Wellen mit einem Getriebe 443 und einem dem Getriebe 443 nachgeschalteten Generator 445 gekoppelt. Der Generator 445 ist ausgebildet, um von dem Roter 441 bereitgestellte mechanische Leistung in elektrische Leistung zu wandeln, die über einen Frequenzumrichter 447 und einen Netztrafo 449 in ein Stromnetz eingespeist werden kann.
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Das Getriebe 443 ist mit einer ersten Einrichtung 453 zur Lebensdauererfassung des Getriebes 443 verbunden. Die Einrichtung 453 ist ausgebildet, um Daten über den Zustand des Getriebes 443 zu erfassen und basierend darauf eine Restbetriebsdauer des Getriebes 443 zu bestimmen und Daten über die Restbetriebsdauer des Getriebes 443 an ein Kontrollsystem 460 bereitzustellen. Zum Erfassen der Daten über den Zustand des Getriebes 443 kann die Einrichtung 457 mit einem geeigneten Sensor gekoppelt sein oder einen geeigneten Sensor aufweisen.
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Der Generator 445 ist mit einer zweiten Einrichtung 455 zur Lebensdauererfassung des Generators 445 verbunden. Die Einrichtung 455 ist ausgebildet, um Daten über den Zustand des Generators 445 zu erfassen und basierend darauf eine Restbetriebsdauer des Generators 445 zu bestimmen und Daten über die Restbetriebsdauer des Generators 445 an das Kontrollsystem 460 bereitzustellen. Zum Erfassen der Daten über den Zustand des Generators 445 kann die Einrichtung 455 mit einem geeigneten Sensor gekoppelt sein oder einen geeigneten Sensor aufweisen.
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Der Frequenzumrichter 447 ist mit einer dritten Einrichtung 457 zur Lebensdauererfassung des Frequenzumrichters 447 verbunden. Die Einrichtung 457 ist ausgebildet, um Daten über den Zustand des Frequenzumrichters 447 zu erfassen und basierend darauf eine Restbetriebsdauer des Frequenzumrichters 447 zu bestimmen und Daten über die Restbetriebsdauer des Frequenzumrichters 447 an das Kontrollsystem 460 bereitzustellen. Zum Erfassen der Daten über den Zustand des Frequenzumrichters 447 kann die Einrichtung 457 mit einem geeigneten Sensor gekoppelt sein oder einen geeigneten Sensor aufweisen.
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Das Kontrollsystem 460 ist ausgebildet, um die Daten über die Restbetriebsdauern der Komponenten 443, 445, 447 auszuwerten und beispielsweise als eine oder mehrere Informationen über die Restbetriebsdauern als eine Zustandsgröße der Windenergieanlage bereitzustellen.
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Die Daten der Einrichtungen 453, 455, 457 oder des Kontrollsystems können in ein System zum lebensdauer-optimierten beziehungsweise stillstandszeiten-optimierten Betrieb eines elektromechanischen Systems, beispielsweise in Form der Windenergieanlage 111 eingesetzt werden.
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Gemäß einem Ausführungsbeispiel kann ein Regelungssystem, z. B ein Prozessor vorgesehen sein, das Daten eines oder mehrerer Lebensdauerüberwachungssysteme 453, 455, 457 von Komponenten 443, 445, 447 der Windenergieanlage 111, beispielsweise von einem Getriebe 443, einem Generator 445 und einem Frequenzumrichter 457 erfasst.
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Daraus kann eine Ermittlung der Restlebensdauer der Einzelkomponenten 443, 445, 447 und eine Berechnung des nächsten zu erwartenden Ausfallzeitpunktes eines der Systeme 443, 445, 447 bei gleichbleibendem Anlagenbetrieb erfolgen. Das Kontrollsystem 460 ist ausgebildet, um eine Kommunikation des voraussichtlichen Ausfallzeitpunktes an eine zentrale Steuerungseinrichtung, wie sie beispielsweise anhand von 1 beschrieben ist, durchzuführen. Dadurch kann eine rechtzeitige Wartung veranlasst werden.
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Zusätzlich oder alternativ können eine Ermittlung der noch zulässigen, alterungsbedingten verringerten Betriebszustände und eine aktive Begrenzung des Anlagenbetriebs auf zulässige Zustände erfolgen. Eine solche Begrenzung des Anlagenbetriebs kann direkt von dem Kontrollsystem 460 oder von einer zentralen Steuerungseinrichtung, unter Umständen unter Berücksichtigung der Zustände weiterer Windenergieanlagen erfolgen.
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Ein solcher Ansatz basiert auf einem System zur Erfassung der Lebensdauer wichtiger Komponenten eines elektromechanischen Systems. Weiter ist ein Steuerungssystem für ein elektromechanisches System vorgesehen, das ausgebildet ist, um alterungsbedingte Belastungsgrenzen anzupassen und damit die Lebensdauer zu erhöhen. Ferner ist ein Kommunikationssystem zur Meldung des voraussichtlichen Ausfallzeitpunktes vorgesehen, um eine rechtzeitige Wartung einzuleiten.
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5 zeigt ein Ablaufdiagramm eines Verfahrens zum Bestimmen einer Zustandsgröße einer Windenergieanlage gemäß einem Ausführungsbeispiel der Erfindung. Das Verfahren kann beispielsweise im Zusammenhang mit der anhand von 4 beschriebenen Windenergieanlage durchgeführt werden.
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In einem Schritt 571 werden Daten über einen Zustand zumindest einer Komponente der Windenergieanlage erfasst. In einem Schritt 573 wird eine Restbetriebsdauer der zumindest einen Komponente unter Verwendung der Daten über den Zustand bestimmt und in einem Schritt 578 wird eine Information über die Restbetriebsdauer als eine Zustandsgröße der Windenergieanlage bereitgestellt.
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Die gezeigten Ausführungsbeispiele sind nur beispielhaft gewählt und können miteinander kombiniert werden.
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Bezugszeichenliste
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- 100
- Vorrichtung zum Betreiben zumindest einer Windenergieanlage
- 111
- erste Windenergieanlage
- 112
- zweite Windenergieanlage
- 121
- erste Zustandsgröße
- 122
- zweite Zustandsgröße
- 131
- erste Sollbetriebsvorgabe
- 132
- zweite Sollbetriebsvorgabe
- 201
- Schritt des Einlesens
- 203
- Schritt des Bestimmens
- 205
- Schritt des Ermittelns
- 207
- Schritt des Erfassens
- 209
- Wind-Messsignale
- 310
- Windpark
- 313
- Windenergieanlage
- 314
- Windenergieanlage
- 315
- Windenergieanlage
- 316
- Windenergieanlage
- 320
- Wind
- 441
- Rotor
- 443
- Getriebe
- 445
- Generator
- 447
- Frequenzumrichter
- 449
- Netztrafo
- 453
- erste Einrichtung zur Lebensdauererfassung
- 455
- zweite Einrichtung zur Lebensdauererfassung
- 457
- dritte Einrichtung zur Lebensdauererfassung
- 460
- Kontrollsystem
- 571
- Schritt des Erfassens
- 573
- Schritt des Bestimmens
- 578
- Schritt des Bereitstellens
