DE102013100385A1

DE102013100385A1 - Verfahren zum Betreiben einer Windenergieanlage

Info

Publication number: DE102013100385A1
Application number: DE102013100385A
Authority: DE
Inventors: Kasibhatla Satish NARAYANA; Arne Körber
Original assignee: General Electric Co
Current assignee: GENERAL ELECTRIC RENOVABLES ESPANA, S.L., ES
Priority date: 2012-01-17
Filing date: 2013-01-15
Publication date: 2013-07-18
Also published as: CN103206344B; CN103206344A; US9587628B2; DK201370020A; US20130181450A1; DE102013100387A1; DK178629B1

Abstract

Es ist ein Verfahren zum Betreiben einer Windenergieanlage geschaffen. Die Windenergieanlage enthält einen Rotor, der eingerichtet ist, um bei einer optimalen Geschwindigkeit zu rotieren. Das Verfahren enthält ein Bestimmen eines Turbulenzparameters und ein Betreiben der Windenergieanlage bei einer Geschwindigkeit, die im Vergleich zu der optimalen Geschwindigkeit um einen Geschwindigkeitsabweichungsbetrag erhöht ist. Der Geschwindigkeitsabweichungsbetrag hängt von dem Turbulenzparameter ab. Eine Windenergieanlage (100), die eine Steuerungsvorrichtung (202) zur Steuerung der Windenergieanlage gemäß dem offenbarten Verfahren aufweist, ist ebenfalls geschaffen.

Description

HINTERGRUND DER ERFINDUNG
Der hierin beschriebene Gegenstand bezieht sich allgemein auf Verfahren und Systeme zum Betreiben einer Windenergieanlage und insbesondere auf Verfahren und Systeme zum Betreiben einer Windenergieanlage unterhalb ihrer Nennleistung. Der Gegenstand bezieht sich ferner auf eine Steuerungsvorrichtung zum Betreiben einer Windenergieanlage und auf eine Windenergieanlage.
Allgemein weist eine Windenergieanlage eine Turbine mit einem Rotor auf, der eine drehbare Nabenanordnung mit mehreren Flügeln aufweist. Die Flügel wandeln die Windenergie in mechanisches Drehmoment um, das mittels des Rotors einen oder mehrere Generatoren antreibt. Die Generatoren sind manchmal, aber nicht immer, über ein Getriebe mit dem Rotor drehbar verbunden. Das Getriebe erhöht die inhärent niedrige Drehgeschwindigkeit des Rotors, damit der Generator die mechanische Rotationsenergie effizient in elektrische Energie umwandeln kann, die über wenigstens eine elektrische Verbindung in ein Versorgungsnetz eingespeist wird. Es gibt auch getriebelose Direktantriebs-Windenergieanlagen. Der Rotor, der Generator, das Getriebe und weitere Komponenten sind typischerweise innerhalb eines Gehäuses oder einer Gondel montiert, das bzw. die oben auf einer Basis positioniert ist, die ein Gitterträger oder ein rohrförmiger Turm sein kann.
Einige Windenergieanlagenkonfigurationen weisen doppelt gespeiste Asynchrongeneratoren (DFIGs) auf. Solche Konfigurationen können auch Leistungsumrichter (Stromumrichter) aufweisen, die verwendet werden, um eine Frequenz eines erzeugten elektrischen Stroms in eine Frequenz umzuwandeln, die im Wesentlichen einer Frequenz des Versorgungsnetzes ähnlich ist. Darüber hinaus übertragen solche Umrichter in Verbindung mit dem DFIG auch elektrische Leistung zwischen dem Versorgungsnetz und dem Generator und übertragen auch Generatorerregungsleistung zu einem gewickelten Generatorrotor von einer der Verbindungen zu der Verbindung mit dem Stromversorgungsnetz. Alternativ weisen einige Windenergieanlagenkonfigurationen, ohne darauf beschränkt zu sein, alternative Typen von Asynchrongeneratoren, Permanentmagnet (PM) erregten Synchrongeneratoren und elektrisch erregten Synchrongeneratoren sowie geschalteten Reluktanzgeneratoren auf. Diese alternativen Konfigurationen können ebenfalls Leistungsstromrichter aufweisen, die verwendet werden, um, wie voranstehend beschrieben, die Frequenzen umzuwandeln und elektrische Leistung zwischen dem Versorgungsnetz und dem Generator zu übertragen.
Bekannte Windenergieanlagen weisen mehrere mechanische und elektrische Komponenten auf. Jede elektrische und/oder mechanische Komponente kann von anderen Komponenten unabhängige oder verschiedene Betriebsgrenzen, wie z. B. Strom-, Spannungs-, Leistungs- und/oder Temperaturgrenzen, aufweisen. Darüber hinaus sind Windenergieanlagen typischerweise mit vordefinierten Nennleistungsgrenzen ausgelegt und/oder gebaut.
Eine Windenergieanlage kann lediglich einen bestimmten Prozentsatz der mit dem Wind im Zusammenhang stehenden Energie entziehen, bis zu der sogenannten „Betz-Grenze” von 59%. Dieser Anteil wird als der Leistungsbeiwert beschrieben. Der Wert des Leistungsbeiwerts ist von der Form, der Windgeschwindigkeit, der Rotationsgeschwindigkeit bzw. Drehzahl und der Neigung der speziellen Windenergieanlage abhängig. Unter der Annahme, dass alle betrieblichen Variablen konstant sind, hat dieser Beiwert lediglich einen einzigen Maximalpunkt bei einer festen Windgeschwindigkeit, wenn die Rotationsgeschwindigkeit variiert wird. Es ist deshalb bekannt, die Rotationsgeschwindigkeit des Turbinenrotors auf diesen maximalen Wert, der hierin als die „optimale Rotationsgeschwindigkeit” bzw. „optimale Drehzahl” bezeichnet wird, einzustellen, um dem Wind die maximal mögliche Energie zu entziehen.
Die Eigenschaften des Leistungsbeiwerts werden normallerweise anhand der Schnelllaufzahl λ ausgedrückt, die wie folgt definiert ist:
wobei v_p die Umfangsgeschwindigkeit an der Spitze eines oder mehrerer Turbinenflügel ist, R der Radius des Turbinenrotors ist, Ω die Winkelgeschwindigkeit der rotierenden Turbine ist und v die Windgeschwindigkeit ist.
In 3 ist für eine beispielhafte Windenergieanlage der Leistungsbeiwert C_P als Funktion der Schnelllaufzahl λ graphisch dargestellt. Wie aus dem Diagramm ersichtlich, ist der Leistungsbeiwert eine Funktion der Schnelllaufzahl und hat lediglich einen einzigen Maximalwert. Deshalb werden bekannte Windenergieanlagen bei einer Drehzahl betrieben, die der in 3 als λ_max bezeichneten Schnelllaufzahl entspricht. Dadurch ist es möglich, dem Wind so viel Energie zu entziehen, wie theoretisch möglich.
In modernen Windenergieanlagen können kleine Verbesserungen des Energieertrags zu einer wesentlichen Steigerung der Investitionsrendite der Windenergieanlagen führen. Somit besteht ein ständiges Bestreben, die jährliche Energieerzeugung (AEP) der Windenergieanlage weiter zu steigern. Die Erfinder des vorliegenden Offenbarungsgegenstands erfanden ein Verfahren, um dies zu bewerkstelligen, das insbesondere angewendet werden kann, wenn die Windenergieanlage unterhalb der Nennleistung betrieben wird.
KURZBESCHREIBUNG DER ERFINDUNG
In einer Ausführungsform ist ein Verfahren zum Betreiben einer Windenergieanlage geschaffen. Die Windenergieanlage weist einen Rotor auf, der eingerichtet ist, um mit einer optimalen Geschwindigkeit zu rotieren. Das Verfahren enthält ein Bestimmen eines Turbulenzparameters und Betreiben der Windenergieanlage mit einer Geschwindigkeit, die im Vergleich zu der optimalen Geschwindigkeit um einen Geschwindigkeitsabweichungsbetrag erhöht ist. Der Geschwindigkeitsabweichungbetrag hängt von dem Turbulenzparameter ab.
In einer weiteren Ausführungsform ist ein Verfahren zum Betreiben einer Windenergieanlage geschaffen. Die Windenergieanlage weist einen drehbaren Rotor auf, der eingerichtet ist, um mit einer optimalen Geschwindigkeit zu rotieren. Das Verfahren enthält ein Messen der Turbulenzintensität, Festlegen der Geschwindigkeit der Rotors auf eine Geschwindigkeit, die der Summe aus der optimalen Geschwindigkeit und einem Geschwindigkeitsabweichungsbetrag entspricht und Betreiben der Windenergieanlage bei der festgelegten Geschwindigkeit. Der Geschwindigkeitsabweichungsbetrag ist von der Turbulenzintensität abhängig.
In einer noch weiteren Ausführungsform ist eine Windenergieanlage geschaffen. Die Windenergieanlage weist einen Rotor auf, der wenigstens einen Rotorflügel aufweist. Der Rotor ist eingerichtet, um mit einer optimalen Geschwindigkeit zu rotieren. Die Windenergieanlage weist ferner eine Steuerungsvorrichtung zur Steuerung der Windenergieanlage auf. Die Steuerungsvorrichtung ist eingerichtet, um die hierin beschriebenen Verfahren teilweise oder vollständig auszuführen. Insbesondere kann die Steuerungsvorrichtung zur Bestimmung eines Turbulenzparameters und zum Betreiben der Windenergieanlage bei einer Geschwindigkeit, die im Vergleich zu der optimalen Geschwindigkeit des Rotors um einen Geschwindigkeitsabweichungsbetrag erhöht ist, eingerichtet sein. Der Geschwindigkeitsabweichungbetrag hängt von dem Turbulenzparameter ab.
Weitere Aspekte, Vorteile und Merkmale der vorliegenden Erfindung sind aus den abhängigen Ansprüchen, der Beschreibung und den beigefügten Zeichnungen offensichtlich.
KURZE BESCHREIBUNG DER ZEICHNUNGEN
Eine vollständige und befähigende Offenbarung, einschließlich ihrer besten Ausführungsart, wird insbesondere in dem Rest der Beschreibung gegeben, und sie nimmt auf die beigefügten Figuren Bezug, in denen zeigen:
1 eine perspektivische Ansicht eines Abschnitts einer beispielhaften Windenergieanlage;
2 eine schematische Ansicht eines beispielhaften Elektrik- und Steuerungssystems, das zur Verwendung bei der in 1 veranschaulichten Windenergieanlage geeignet ist;
3 eine schematische Darstellung des Leistungsbeiwerts in Abhängigkeit von der Schnelllaufzahl;
4 und 6 Verfahren zum Betreiben einer Windenergieanlage, wie sie in der Technik bekannt ist;
5 und 7 Verfahren zum Betreiben einer Windenergieanlage gemäß hierin beschriebenen Ausführungsformen.
DETAILLIERTE BESCHREIBUNG DER ERFINDUNG
Es wird nun im Einzelnen auf die verschiedenen Ausführungsformen Bezug genommen, von denen ein oder mehrere Beispiele in jeder Figur veranschaulicht sind. Jedes Beispiel wird im Rahmen einer Erläuterung der Erfindung bereitgestellt und nicht als eine Einschränkung gedacht. Beispielsweise können als Teil einer Ausführungsform dargestellte oder beschriebene Merkmale bei oder in Verbindung mit anderen Ausführungsformen verwendet werden, um noch weitere Ausführungsformen zu ergeben. Es ist beabsichtigt, dass die vorliegende Erfindung derartige Modifikationen und Variationen umfasst.
Die hierin beschriebenen Ausführungsformen weisen ein Windenergieanlagensystem auf, das hinsichtlich einer jährlichen Energieerzeugung (AEP) mit einer erhöhten Effizienz betrieben wird. Spezieller kann die Windenergieanlage gemäß der vorliegenden Offenbarung insbesondere an Orten und/oder in Umgebungen mit hohen Turbulenzgraden betrieben werden. Ferner gelten die positiven Effekte des Betriebsverfahrens, wie es beschrieben ist, insbesondere für den Energieertrag beim Betrieb unterhalb der Nennleistung der Windenergieanlage.
Wie hierin verwendet, soll der Begriff „Leistung” die durch die Windenergieanlage erzeugte Energie pro Zeit kennzeichnen. Typischerweise wird die Leistung in der physikalischen Einheit Watt [W] gemessen. Wie hierin verwendet, soll der Begriff „Flügel” eine jegliche Vorrichtung kennzeichnen, die eine Reaktionskraft erzeugt, wenn sie sich relativ zu einem umgebenden Fluid in Bewegung befindet. Wie hierin beschrieben, soll der Begriff „Windenergieanlage” eine jegliche Vorrichtung kennzeichnen, die aus Windenergie Rotationsenergie erzeugt und insbesondere kinetische Energie des Windes in mechanische Energie und typischerweise weiter in elektrische Energie umwandelt.
Der Begriff „Turbulenzparameter”, wie er hierin verwendet wird, soll jeden Parameter umfassen, der die Turbulenzintensität des Windes am Aufstellungsort der Windenergieanlage kennzeichnet. Insbesondere könnte der Turbulenzparameter auf den Turbulenzen der Windgeschwindigkeit und/oder der Windrichtung basieren oder von diesen beeinflusst sein. Er bezieht sich typischerweise auf die kurzzeitigen Veränderungen und kann sich insbesondere auf die kurzzeitigen Veränderungen der Windgeschwindigkeit und/oder die kurzzeitigen Veränderungen der Windrichtung beziehen. Der Begriff „kurzzeitig” soll in diesem Kontext als in dem Bereich von bis zu einer Minute oder sogar lediglich bis zu einer halben Minute verstanden werden.
Der Ausdruck „optimaler Betrieb einer Windenergieanlage” oder „Betrieb einer Windenergieanlage bei der optimalen Rotationsgeschwindigkeit” soll einen Betrieb der Windenergieanlage bei einer Rotationsgeschwindigkeit bzw. Drehzahl des Rotors bezeichnen, die es ermöglicht, den theoretisch maximal möglichen Leistungsgewinn zu liefern, d. h. bei einer Rotationsgeschwindigkeit, bei der die Schnelllaufzahl λ theoretisch ihren maximalen Leistungsbeiwert aufweist, wie voranstehend beispielhaft in Bezug auf 3 erläutert. In ähnlicher Weise sollen die Begriffe „optimale Geschwindigkeit”, „optimale Umfangsgeschwindigkeit an der Spitze”, „optimale Rotationsgeschwindigkeit”, „optimale Drehzahl” oder „optimale Schnelllaufzahl” bei einem gegebenen Wind eine Geschwindigkeit des Rotors kennzeichnen, so dass der Leistungsbeiwert theoretisch maximal ist, wie Bezug nehmend auf 3 veranschaulicht.
Die vorliegenden Ausführungsformen könnten eine Bestimmung der optimalen Geschwindigkeit, wie z. B. die Bestimmung der optimalen Drehzahl oder der optimalen Schnelllaufzahl, aufweisen. Der Ausdruck „Bestimmung der optimalen Geschwindigkeit” soll insbesondere eine Berechnung der optimalen Geschwindigkeit und/oder ein Abfragen der optimalen Geschwindigkeit aus einem Speicher, wie z. B. aus einer Datenbank oder dergleichen, enthalten. Die optimale Geschwindigkeit kann auch aus einem Fernsystem abgefragt werden, z. B. von einer Fernsteuerungszentrale der Windenergieanlage. Gemäß Ausführungsformen wird die optimale Geschwindigkeit nicht explizit berechnet, sondern die Windenergieanlage wird mit der optimalen Geschwindigkeit betrieben. Dies ist nachstehend detaillierter beschrieben. Der Begriff „Geschwindigkeitsabweichungsbetrag” oder synonym „Geschwindigkeitsabweichungsbetrag der Rotationsgeschwindigkeit” oder „Drehzahlabweichungsbetrag”, wie er hierin verwendet wird, soll die zusätzliche Rotationsgeschwindigkeit/Drehzahl im Vergleich zu der optimalen Geschwindigkeit/Drehzahl kennzeichnen. Der Geschwindigkeitsabweichungsbetrag/Drehzahlabweichungsbetrag kann in Prozenteinheit oder in einer Geschwindigkeitseinheit, wie bspw., aber nicht darauf beschränkt, in m/s, km/h, Meilen/h, 1/s, Hz und dergleichen, angegeben werden. Obwohl die folgende Beschreibung der Einfachheit wegen den Geschwindigkeitsabweichungsbetrag meistens unter Bezugnahme auf die Rotationsgeschwindigkeit/Drehzahl beschreibt, sollte es verständlich sein, dass auch weitere Möglichkeiten, um die Rotorgeschwindigkeit auszudrücken, wie z. B. mit der Umfangsgeschwindigkeit an der Spitze oder der Schnelllaufzahl, äquivalent verwendet werden können. Der Drehzahlabweichungsbetrag kann z. B. mittels der Steuerungsvorrichtung bestimmt werden, die eingerichtet sein kann, um diesen zu berechnen. Gemäß anderen Ausführungsformen wird der Drehzahlabweichungsbetrag nicht ausdrücklich berechnet, sondern es werden die Einstellungen der Windenergieanlage, insbesondere des Generators, so angepasst, dass die Windenergieanlage mit der optimalen Drehzahl plus dem Drehzahlabweichungsbetrag betrieben wird.
Erfahrung zeigt, dass in der Praxis der Wind fast nie konstant ist. D. h., die Windgeschwindigkeit verändert sich typischerweise in einem kurzen Zeitintervall und/oder die Windrichtung verändert sich typischerweise in einem kurzen Zeitintervall. Im Allgemeinen versucht der Betrieb der Windenergieanlage trotz dessen den Veränderungen zu folgen und die Windenergieanlage optimal zu betreiben. Wenn beispielsweise die Windenergieanlage bei einem gegebenen Wind optimal arbeitet und ein Windstoß die Windenergieanlage erfasst, könnte die Windenergieanlage ihre Einstellungen, wie z. B. die Anstellwinkeleinstellung oder die Drehmomenteinstellung des Generators, anpassen. Dabei passen bekannte Windenergieanlagen die Einstellungen auf eine solche Art und Weise an, dass unter Windbedingungen, die durch einen Windstoß verursacht werden, die Schnelllaufzahl wieder bei ihrem maximalen Leistungsbeiwert liegt. Fast das gleiche gilt, wenn der Wind plötzlich abnimmt, wie z. B. im Falle einer Windstille. Zumindest theoretisch kann dabei der optimale Energieertrag erzielt werden. In der Praxis dauert es jedoch einige Zeit, bis die Einstellungen angepasst sind und die angepassten Einstellungen wirksam werden. Deshalb wird eine Windenergieanlage in der Praxis oft mit einem Nachlauffehler betrieben. Der Nachlauffehler entspricht der Tatsache, dass die Steuerung der derzeitigen Umgebungssituation hinterherläuft.
Gemäß der vorliegenden Offenbarung wird die Windenergieanlage jedoch mit einer höheren Umfangsgeschwindigkeit an der Spitze betrieben als die optimale Umfangsgeschwindigkeit an der Spitze. In dieser Hinsicht sollte es hervorgehoben werden, dass für eine gegebene Windenergieanlage die Umfangsgeschwindigkeit an der Spitze direkt und eindeutig mit der Rotationsgeschwindigkeit korreliert ist. Wenn l die Länge des einen oder der mehrerer Rotorflügel der Windenergieanlage ist, dann ist die Umfangsgeschwindigkeit an der Spitze durch 2πl mal der Rotationsgeschwindigkeit definiert. Darüber hinaus ist die Schnelllaufzahl bei einem gegebenen Wind direkt und eindeutig mit sowohl der Rotationsgeschwindigkeit als auch der Umfangsgeschwindigkeit an der Spitze korreliert. Somit können die Ausdrücke „Umfangsgeschwindigkeit an der Spitze”, „optimale Umfangsgeschwindigkeit an der Spitze” und „Rotationsgeschwindigkeit”, „optimale Rotationsgeschwindigkeit”, „optimale Drehzahl” hierin synonym verwendet werden. Insbesondere kann der Ausdruck „die Windenergieanlage wird bei einer spezifischen Schnelllaufzahl betrieben” synonym zu „die Windenergieanlage wird bei einer spezifischen Rotationsgeschwindigkeit/Drehzahl betrieben” oder „die Windenergieanlage wird bei einer spezifischen Umfangsgeschwindigkeit an der Spitze betrieben” verwendet, da die spezifische Schnelllaufzahl, die spezifische Rotationsgeschwindigkeit/Drehzahl und die spezifische Umfangsgeschwindigkeit an der Spitze einander eindeutig entsprechen.
Die Erfinder fanden heraus, dass es trotz der Wahl einer Rotationsgeschwindigkeit, die theoretisch nicht-optimal ist, dabei möglich ist, den gesamten jährlichen Energieertrag (AEP) zu steigern. Dabei wird gemäß der vorliegenden Offenbarung die Turbulenzintensität am Aufstellungsort der Windenergieanlage berücksichtigt, um den Betrag der Geschwindigkeitsabweichung der Rotationsgeschwindigkeit zu bestimmen. Die Erfinder des vorliegenden Offenbarungsgegenstands fanden heraus, dass es erträglicher ist, auf Windstöße zu reagieren als auf Windstillen. In anderen Worten, indem die Windenergieanlage bei höherer als der optimalen Spitzenumfangs-/Rotationsgeschwindigkeit betrieben wird, ist die Windenergieanlage in der Lage, die optimale Spitzenumfangs-/Rotationsgeschwindigkeit schnell wiederzuerlangen, wenn ein Windstoß auftritt. Dies ist der Fall, weil bei einem gegebenen aerodynamischen Drehmoment der Rotorflügel und bei einer gegebenen Windgeschwindigkeit die Windenergieanlage umso schneller rotiert, je höher die optimale Schnelllaufzahl ist. Wenn sich die Windgeschwindigkeit erhöht, muss die Windenergieanlage somit die Rotationsgeschwindigkeit erhöhen, um die Turbine an dem optimalen Betriebspunkt zu betreiben.
Nachdem dies durch die Erfinder herausgefunden worden ist, bedeutet auf der anderen Seite das Betreiben der Windenergieanlage bei einer höheren Geschwindigkeit als der optimalen Geschwindigkeit, dass die Turbine länger braucht, um die Rotorgeschwindigkeit zu reduzieren, wenn der Wind abnimmt, wie etwa im Falle einer Windstille. Wenn eine Windstille vorherrscht, kann folglich erwartet werden, dass die Leistungsabgabe des hierin offenbarten Betriebsverfahrens schlechter als bei dem in der Technik bekannten Betriebsverfahren, d. h. bei der optimalen Rotationsgeschwindigkeit anstatt der erhöhten Rotationsgeschwindigkeit, sein wird.
Nichtsdestoweniger zeigen experimentelle Ergebnisse der Erfinder, dass der gesamte Energieertrag einer Windenergieanlage, die entsprechend den offenbarten Verfahren betrieben wird, im Vergleich zu den bekannten Betriebsverfahren vergrößert ist. Der Grund hierfür ist, dass die durch die Windenergieanlage maximal erzeugbare Leistung proportional zur dritten Potenz der Windgeschwindigkeit ist. Somit überwiegt eine Verbesserung des Leistungsertrags bei höheren Windgeschwindigkeiten eine Verschlechterung des Leistungsertrags bei geringeren Windgeschwindigkeiten.
Somit überwiegen unter turbulenten Bedingungen, die eine Reihe von Windstößen und Windstillen enthalten, die kombinierten Windstoßgewinne sowohl die Verluste aufgrund von Windstillen als auch die Verluste aus Zeiten konstanter Windgeschwindigkeit, wenn die Turbine an ihrem Optimum betrieben würde, falls sie, wie in der Technik bekannt, optimal gesteuert werden würde. Gemäß Ausführungsformen, die mit allen anderen hierin beschriebenen Ausführungsformen kombiniert werden können, wird das hierin beschriebene Verfahren zum Betreiben einer Windenergieanlage deshalb nur dann angewendet, wenn die Windstöße und Windstillen den Wind dominieren, d. h. wenn ein Mindestschwellenwert der Turbulenz überschritten ist.
Wenn die Turbulenzintensität steigt, führt der Betrieb der Turbine bei einer höheren Rotationsgeschwindigkeit als die optimale Rotationsgeschwindigkeit typischerweise zu einer positiveren Wirkung als bei niedrigeren Turbulenzintensitäten. Gemäß einigen Ausführungsformen wird der Betrag der Geschwindigkeitsabweichung von der optimalen Geschwindigkeit somit erhöht, wenn die Turbulenzintensität steigt. Zusätzlich oder alternativ wird gemäß einigen Ausführungsformen der Betrag der Geschwindigkeitsabweichung von der optimalen Rotationsgeschwindigkeit verringert, wenn die Turbulenzintensität sinkt.
Gewöhnlich enthält die Windenergieanlage eine Drehzahlsteuerungsvorrichtung mit geschlossenem Regelkreis, die eingerichtet ist, um z. B. die durch einen Turbulenzparameter gekennzeichnete Turbulenzintensität zu berücksichtigen. Wenn beispielsweise eine hohe Turbulenz gegeben ist (die einem ersten Turbulenzparameter entspricht), betreibt die Steuerungsvorrichtung die Windenergieanlage auf solche Weise, dass die Rotationsgeschwindigkeit verglichen mit der optimalen Rotationsgeschwindigkeit mit einem höheren Betrag der Geschwindigkeitsabweichung betrieben wird als während einer geringeren Turbulenz (die einem zweiten Turbulenzparameter entspricht, der kleiner als der erste Turbulenzparameter ist).
Entsprechend einigen hierin beschriebenen Ausführungsformen weist das Verfahren zum Betreiben einer Windenergieanlage eine Berechnung der optimalen Geschwindigkeit und/oder eine Berechnung des Betrags der Geschwindigkeitsabweichung auf. Entsprechend kann die Steuerungsvorrichtung, wie sie hierin beschrieben ist, zur Berechnung der optimalen Geschwindigkeit und/oder zur Berechnung des Geschwindigkeitsabweichungsbetrags eingerichtet sein. Folglich sollte jegliche Information über die Windgeschwindigkeit so genau wie nur möglich sein. Wenn man diese Werte hat, können die Turbineneinstellungen, wie beschrieben, angepasst werden, so dass insbesondere die Geschwindigkeit auf die Geschwindigkeit zuzüglich des Geschwindigkeitsabweichungsbetrags eingestellt werden kann.
Die Steuerungsvorrichtung könnte die optimale Rotationsgeschwindigkeit liefern. Gemäß den Ausführungsformen bestimmt die Steuerungsvorrichtung den Wert der optimalen Rotationsgeschwindigkeit bzw. Drehzahl. Beispielsweise könnte die Steuerungsvorrichtung Werte aus einer Nachschlagetabelle, einem Datenspeicher oder dergleichen abfragen (siehe Beschreibung zur 2 hinsichtlich Beispiele). Alternativ könnte die Steuerungsvorrichtung und/oder eine andere betriebsmäßig mit der Steuerungsvorrichtung verbundene, geeignete Verarbeitungseinheit die optimale Rotationsgeschwindigkeit berechnen. Ein Betrieb der Windenergieanlage, der eine Berechnung oder Bestimmung der optimalen Geschwindigkeit und/der des Geschwindigkeitsabweichungsbetrags aufweist, soll als „explizites Betriebsverfahren” bezeichnet werden.
Gemäß vielen Ausführungsformen von Windenergieanlagen und Verfahren zum Betreiben von Windenergieanlagen ist der Steuerungsvorrichtung der Windenergieanlage die exakte momentane Windgeschwindigkeit jedoch unbekannt, da sie an der Turbine nicht genau genug gemessen werden kann. Mit einer qualitativ schlechten Information über die Windgeschwindigkeit können die vorliegenden Ausführungsformen, anstatt die optimale Geschwindigkeit explizit zu berechnen, von dem folgenden impliziten Steuerungsgesetz Gebrauch machen. Wenn die optimale Schnelllaufzahl und der entsprechende Leistungsbeiwert für die Turbine bekannt, sind, etwa indem sie in einem Datenspeicher in der Steuerungsvorrichtung oder der Windenergieanlage gespeichert sind, dann kann ein Wert k so berechnet werden, dass das Steuerungsgesetz M_g = k·ω² erfüllt ist, wobei M_g das steuerbare Drehmoment des Generators und ω die Rotationsgeschwindigkeit des Rotors ist. Man beachte, dass k auch als „Schnelllaufzahl-Faktor” bezeichnet wird und von mehreren Werten, einschließlich der Luftdichte, der optimalen Schnelllaufzahl λ_max und des zugehörigen optimalen Leistungsbeiwerts C_pmax (vgl. 3), abhängig ist. Dieses implizite Steuerungsgesetz wird dann zu dem Betrieb der Windenergieanlage mit der optimalen Geschwindigkeit führen, ohne die Notwendigkeit, die aktuelle Windgeschwindigkeit und Schnelllaufzahl tatsächlich zu kennen. Somit lässt sich zusammenfassend sagen, dass mit dem impliziten Betriebsverfahren die Windenergieanlage ohne eine explizite Berechnung der optimalen Rotationsgeschwindigkeit und/oder des Abweichungsbetrags der Geschwindigkeit bei der gewünschten Geschwindigkeit betrieben wird.
Bekannte Windenergieanlagen werden gemäß der optimalen Rotationsgeschwindigkeit betrieben. Die vorliegende Offenbarung schlägt vor, dass die Steuerungsvorrichtung die Windenergieanlage bei einer im Vergleich mit der optimalen Rotationsgeschwindigkeit erhöhten Rotorgeschwindigkeit betreibt. Der Betrag der Geschwindigkeitsabweichung, d. h. der Wert, um den die Rotationsgeschwindigkeit im Vergleich zu der optimalen Rotationsgeschwindigkeit erhöht ist, ist typischerweise von der gemessenen oder geschätzten Turbulenzintensität abhängig, die durch einen Turbulenzparameter wiedergegeben sein kann. Eine vorbestimmte Übertragungsfunktion oder Beziehung zur Bestimmung des Betrag der Geschwindigkeitsabweichung in Abhängigkeit von der Turbulenzintensität kann verwendet werden, um der Steuerungsvorrichtung gemäß der vorliegenden Offenbarung zu ermöglichen, die Rotorgeschwindigkeit dynamisch zu ändern.
Gemäß Ausführungsformen kann der hierin beschriebene Betrieb der Windenergieanlage einen Betrag der Geschwindigkeitsabweichung oder einen Betrag der Schnelllaufzahlabweichung von wenigstens 5% oder sogar wenigstens 10% aufweisen. Beispielsweise wird bei geringen Turbulenzen die Windenergieanlage bei einer Rotationsgeschwindigkeit (oder einer Schnelllaufzahl) betrieben, die einen geringen Betrag der Geschwindigkeitsabweichung von der optimalen Rotationsgeschwindigkeit (oder einen Betrag der Abweichung der Schnelllaufzahl), z. B. einen Abweichungsbetrag von maximal 8% oder sogar maximal 5% und gewöhnlich wenigstens 1% oder 2% der optimalen Rotationsgeschwindigkeit (oder der optimalen Schnelllaufzahl), aufweist. Wie hierin verstanden wird, soll ein Betrag der Abweichung der Geschwindigkeit oder ein Betrag der Abweichung der Schnelllaufzahl von der optimalen Rotationsgeschwindigkeit oder von der optimalen Schnelllaufzahl als eine beabsichtigte Abweichung verstanden werden, wie sie hierin offenbart ist. Eine Abweichung von der optimalen Rotationsgeschwindigkeit oder von der optimalen Schnelllaufzahl soll nicht als eine Abweichung aufgrund von sich ändernden Windverhältnissen missverstanden werden, wobei jedoch die Steuerungsvorrichtung der Windenergieanlage eingerichtet ist, um jede solche Abweichung zu vermeiden. Bei höheren Turbulenzen wird die Windenergieanlage mit einer hohen Abweichung von der optimalen Rotationsgeschwindigkeit oder der Schnelllaufzahl, z. B. bei einem Abweichungsbetrag von wenigstens 5%, 10% oder sogar 15% von der optimalen Rotationsgeschwindigkeit oder der optimalen Schnelllaufzahl, betrieben.
Beispielsweise kann die optimale Rotationsgeschwindigkeit in einem gegebenen Zeitpunkt für eine gegebene Windenergieanlage so sein, dass die Schnelllaufzahl bei λ = 8,0 liegt. Eine bekannte Windenergieanlage würde auf solche Weise betrieben werden, dass die Steuerungsvorrichtung versuchen würde, alle Parameter, insbesondere das Generatormoment, so anzupassen, dass die Schnelllaufzahl in der Tat bei λ = 8,0 liegt. Da eine hohe Turbulenz festgestellt wird, z. B. indem sie gemessen oder geschätzt wird, versucht jedoch die Steuerungsvorrichtung gemäß der vorliegenden Offenbarung die Windenergieanlage bei einer höheren Rotationsgeschwindigkeit, z. B. bei einer Rotationsgeschwindigkeit, die einer Schnelllaufzahl von λ = 8,8 oder sogar von λ = 9,0 entspricht, zu betreiben.
Die Turbulenzintensität ist typischerweise durch den Turbulenzparameter gekennzeichnet. Der Turbulenzparameter kann eine skalare Größe, eine vektorielle Größe oder eine Matrix sein. Der Turbulenzparameter kann eine oder mehrere von einer durchschnittlichen Windgeschwindigkeit, einer Spannweite der Windgeschwindigkeit, einer Standardabweichung der Windgeschwindigkeit, einer durchschnittlichen Windrichtung, einer Spannweite der Windrichtung, einer Standardabweichung der Windrichtung sein. Die Standardabweichung der Windgeschwindigkeit und/oder die Standardabweichung der Windrichtung können normiert werden, indem die berechnete Standardabweichung durch den entsprechenden Durchschnittswert, d. h. die durchschnittliche Windgeschwindigkeit und/oder die durchschnittliche Windrichtung, geteilt wird. Hierin, und in Übereinstimmung mit der Literatur, soll die Standardabweichung durch σ gekennzeichnet werden. Sie kann sich insbesondere auf die normierte Standardabweichung der Windgeschwindigkeit, die normierte Standardabweichung der Windrichtung und/oder eine Kombination von diesen beziehen. Typische normierte Standardabweichungen der Windgeschwindigkeit liegen im Bereich von bis zu ungefähr 30% an Aufstellungsorten von Windenergieanlagen mit hohen Turbulenzniveaus und bis zu ungefähr 15% an Aufstellungsorten von Windenergieanlagen mit niedrigen Turbulenzniveaus.
Im Allgemeinen, und nicht auf irgendeine Ausführungsform beschränkt, beinhaltet die Bestimmung des Turbulenzparameters wenigstens entweder eine Berechnung eines Durchschnittswertes und/oder eine Berechnung einer Standardabweichung. Typischerweise werden die gemessenen Werte in einem Zeitintervall von mindestens 5 Minuten gemessenen. Die Bestimmung des Turbulenzparameters könnte beinhalten, dass Abweichungen des Anstellwinkels des wenigstens einen Rotorflügels gemessen werden und/oder Abweichungen der Ausgangsleistung der Windenergieanlage gemessen werden.
Die Beziehung (z. B. eine numerische Funktion) zwischen dem Wert der Geschwindigkeitsabweichung von der optimalen Rotationsgeschwindigkeit und dem Turbulenzparameter kann in der Windenergieanlage gespeichert sein, so dass die Steuerungsvorrichtung sie, wann immer notwendig, abrufen kann. Die Beziehung steigt typischerweise stetig, d. h., je höher der Turbulenzparameter ist, umso höher ist der Betrag der Geschwindigkeitsabweichung. D. h., im Allgemeinen, und nicht auf irgendeine hier beschriebene Ausführungsform beschränkt, hängt bei der gleichen Windgeschwindigkeit die Steuerung der Windenergieanlage von der Turbulenzintensität ab. Insbesondere ist es möglich, dass die Turbulenzintensität unterhalb eines wählbaren Schwellenwertes liegt, so dass der Turbulenzmodus, wie er hierin beschrieben ist, d. h. der Betrieb der Windenergieanlage bei einer erhöhten Geschwindigkeit, vollständig abgeschaltet wird.
Beispielsweise sei der Turbulenzparameter die normierte Standardabweichung der Windgeschwindigkeit σ, dann könnte der Wert der Geschwindigkeitsabweichung d z. B. als σ mal f berechnet werden, wobei f einen Multiplikationsfaktor kennzeichnen soll, der zwischen 0,1 und 3, typischerweise zwischen 0,5 und 2, gewählt werden kann. Der Multiplikationsfaktor ist typischerweise wählbar und kann von dem Aufstellungsort, insbesondere von der Frequenz von Böen und Windstillen, abhängen. Beispielsweise sei der Turbulenzparameter σ = 10% und für den gegebenen Wind sei die optimale Schnelllaufzahl λ_opt = 7,8. In dem Beispiel sei der Multiplikationsfaktor f zu 1,5 gewählt, dann berechnet sich die Abweichung d = 10%·1,5 = 15%. Folglich wird die Turbine mit einem Wert der Geschwindigkeitsabweichung von λ_opt·d = 7,8·0,15 = 1,17 weg von der optimalen Schnelllaufzahl von 7,8 betrieben, d. h. die Turbine wird bei einer Schnelllaufzahl von λ = λ_opt + 1,17 = 8,97 betrieben.
Gemäß Ausführungsformen werden bei der Bestimmung der Betriebsrotationsgeschwindigkeit die Veränderungen der Umgebungsbedingungen, wie Temperatur, atmosphärische Dichte, berücksichtigt. Das Drehmoment, das bei einer gegebenen Windgeschwindigkeit erzeugt wird, ist typischerweise eine Funktion der atmosphärischen Dichte und somit der Temperatur. In dem voranstehend beschriebenen impliziten Steuerungsgesetz bedeutet dies, dass der Schnelllaufzahl-Faktor k in Abhängigkeit von der Dichte und/der der Temperatur angepasst werden muss. In der expliziten Formulierung können die Umgebungsbedingungen bei der Ermittlung der momentanen Windgeschwindigkeit berücksichtigt werden.
Die Steuerung des hierin offenbarten Verfahrens ist typischerweise dynamisch. D. h., die Steuerung basiert typischerweise auf tatsächlichen Werten der Parameter am Aufstellungsort, wie z. B., aber nicht auf diese beschränkt, der Temperatur, der Dichte, der Windrichtung und/oder der Windgeschwindigkeit. Die Parameter des Aufstellungsortes können direkt gemessen oder indirekt bestimmt werden, z. B. indem ein weiterer Parameter gemessen wird, der eine Schlussfolgerung auf diese zulässt.
Gemäß Ausführungsformen wird der Betrieb gesteuert, indem das Generatormoment variiert wird, um die Rotationsgeschwindigkeit des Rotors zu verändern. Darüber hinaus wird gemäß Ausführungsformen das vorliegende Verfahren lediglich bei Windgeschwindigkeiten unterhalb der Nennwindgeschwindigkeit (d. h. bei der Windgeschwindigkeit, die der Nennleistung der Windenergieanlage entspricht) angewandt. Außerdem hält das vorliegende Betriebsverfahren gemäß Ausführungsformen den Ansstellwinkel konstant, solange die Windgeschwindigkeit unterhalb der Nennwindgeschwindigkeit liegt.
1 zeigt eine perspektivische Ansicht eines Abschnitts einer beispielhaften Windenergieanlage 100. Die Windenergieanlage 100 weist eine Gondel 102 auf, die einen (in 1 nicht gezeigten) Generator aufnimmt. Die Gondel 102 ist auf einem Turm 104 montiert (wobei ein Abschnitt des Turms 104 in 1 gezeigt ist). Der Turm 104 kann eine beliebige geeignete Höhe aufweisen, die den Betrieb der Windenergieanlage 100, wie er hierin beschrieben ist, ermöglicht. Die Windenergieanlage 100 weist ferner einen Rotor 106 auf, der drei Blätter oder Flügel 108 aufweist, die auf einer umlaufenden Nabe 110 angebracht sind. Alternativ kann die Windenergieanlage 100 eine beliebige Anzahl von Flügeln 108 aufweisen, die den Betrieb der Windenergieanlage 100, wie er hierin beschrieben ist, ermöglicht. In der beispielhaften Ausführungsform weist die Windenergieanlage 100 ein (in 1 nicht gezeigtes) Getriebe auf, das mit dem Rotor 106 und einem (in 1 nicht gezeigten) Generator betriebsmäßig verbunden ist.
2 zeigt eine schematische Darstellung eines beispielhaften Elektrik- und Steuerungssystems 200, das bei der Windenergieanlage 100 verwendet werden kann. Der Rotor 106 weist Flügel 108 auf, die mit der Nabe 110 gekoppelt sind. Der Rotor 106 weist auch eine Niedriggeschwindigkeitswelle 112 auf, die drehfest mit der Nabe 110 gekoppelt ist. Die Niedriggeschwindigkeitswelle 112 ist mit einem ins Große übersetzenden Getriebe 114 verbunden, das eingerichtet ist, um die Rotationsgeschwindigkeit der Niedriggeschwindigkeitswelle 112 zu erhöhen und diese Geschwindigkeit auf eine Hochgeschwindigkeitswelle 116 zu übertragen. In der beispielhaften Ausführungsform weist das Getriebe 114 eine Übersetzung von ungefähr 70:1 auf. Beispielsweise erzeugt eine Niedriggeschwindigkeitswelle 112, die mit ungefähr 20 Umdrehungen pro Minute (U/Min) umläuft, wenn sie mit dem Getriebe 114 mit einer Übersetzung von ungefähr 70:1 gekoppelt ist, eine Geschwindigkeit für die Hochgeschwindigkeitswelle 116 von ungefähr 1400 U/Min. Alternativ weist das Getriebe 114 ein beliebiges geeignetes Übersetzungsverhältnis, das einen Betrieb der Windenergieanlage 100, wie er hierin beschrieben ist, ermöglicht. Als eine weitere Alternative weist die Windenergieanlage 100 einen Generator mit Direktantrieb auf, der ohne ein dazwischenliegendes Getriebe mit dem Rotor 106 drehfest gekoppelt ist.
Die Hochgeschwindigkeitswelle 116 ist mit dem Generator 118 drehfest gekoppelt. In der beispielhaften Ausführungsform ist der Generator 118 ein dreiphasiger, doppeltgespeister (Induktionsgenerator) Asynchrongenerator (DFIG) mit gewickeltem Rotor, der einen Generatorstator 120 aufweist, der magnetisch mit einem Generatorrotor 122 gekoppelt ist. In einer alternativen Ausführungsform weist der Generatorrotor 122 mehrere Permanentmagnete anstelle von Rotorwicklungen auf.
Das Elektrik- und Steuerungssystems 200 weist eine Windenergieanlagensteuerungsvorrichtung 202 oder einfach eine „Steuerung” 202 auf. Die Windenergieanlagensteuerungsvorrichtung 202 weist zumindest einen Prozessor und einen Speicher, mindestens einen Prozessoreingangskanal, mindestens einen Prozessorausgangskanal auf und kann mindestens einen Computer aufweisen (von denen keine(s/r) in 2 gezeigt ist). Der Begriff Computer, wie er hierin verwendet wird, ist nicht auf integrierte Schaltungen begrenzt, welche in der Technik als Computer bezeichnet werden, sondern bezieht sich in breitem Umfang auf einen Prozessor, einen Mikrocontroller, einen Mikrocomputer, einen programmierbaren Logik-Controller (PLC), anwendungsspezifische integrierte Schaltungen und andere programmierbare Schaltungen (von denen keine(r) in 2 gezeigt ist), und diese Begriffe werden hierin austauschbar verwendet. In der beispielhaften Ausführungsform kann der Speicher, ohne darauf beschränkt zu sein, ein Computer lesbares Medium, z. B. einen Direktzugriffsspeicher (RAM) (in 2 keines/keiner gezeigt), enthalten. Alternativ können ein oder mehrere Speichergeräte, z. B. ein Disketten-Laufwerk, ein CD-ROM-Laufwerk, ein magnetooptisches Plattenlaufwerk (MOD) und/oder ein DVD-Laufwerk, verwendet werden (von denen keines in 2 gezeigt ist). Ebenso können in der beispielhaften Ausführungsform (in 2 nicht gezeigte) zusätzliche Eingangskanäle Computerperipheriegeräte sein, ohne darauf beschränkt zu sein, wobei die Computerperipheriegerate einer Bedienerschnittstelle, wie z. B. einer Maus und einer Tastatur, zugeordnet sein können (von denen keine in 2 gezeigt ist). Ferner können in der beispielhaften Ausführungsform zusätzliche Ausgabekanäle, einen (in 2 nicht gezeigten) Bedienerschnittstellenmonitor aufweisen, ohne aber darauf beschränkt zu sein.
Prozessoren für die Windenergieanlagensteuerungsvorrichtung 202 verarbeiten Informationen, die von mehreren elektrischen und elektronischen Einrichtungen übertragen werden, zu denen z. B., aber nicht auf diese beschränkt, Spannungs- oder Stromwandler gehören können. Das RAM und/oder die Speichergeräte speichern und übertragen Informationen und von dem Prozessor auszuführende Anweisungen. Das RAM und/oder die Speichergeräte können auch verwendet werden, um temporäre Variablen, statische (d. h. unveränderliche) Informationen und Anweisungen oder andere Zwischeninformationen für die Prozessoren während der Ausführung von Anweisungen durch den Prozessor zu speichern und bereitzustellen. Die Anweisungen, die ausgeführt werden, enthalten residente Umwandlungs- und/oder Vergleichsalgorithmen, sind aber nicht auf diese beschränkt. Die Ausführung von Anweisungsfolgen ist auf keine spezifische Kombination von Hardwareschaltkreisen und Softwareanweisungen beschränkt.
Der Generatorstator 120 ist über einen Statorbus 208 mit einem Statorsynchronisationsschalter 206 elektrisch gekoppelt. Um eine DFIG-Konfiguration zu ermöglichen, ist in einer beispielhaften Ausführungsform der Generatorrotor 122 über einen Rotorbus 212 mit einer bidirektionalen Leistungswandler- bzw. Stromrichteranordnung 210 elektrisch gekoppelt. Alternativ ist der Generatorrotor 122 mit dem Rotorbus 212 über eine beliebige andere Vorrichtung elektrisch gekoppelt, die den Betrieb des hier beschriebenen Elektrik- und Steuerungssystems 200 ermöglicht. Als eine weitere Alternative ist das Elektrik- und Steuerungssystem 200 als ein (nicht gezeigtes) Vollleistungs-Stromrichtersystem eingerichtet, das eine (in 2 nicht gezeigte) Vollleistungs-Stromrichteranordnung aufweist, die in ihrer Bauart und ihrem Betrieb der Leistungswandleranordnung 210 ähnlich ist und mit dem Generatorstator 120 elektrisch gekoppelt ist. Die Vollleistungs-Stromrichteranordnung ermöglicht die Leitung der elektrischen Leistung zwischen dem Generatorstator 120 und einem (nicht gezeigten) elektrischen Leistungsübertragungs- und Verteilungsnetz. In der beispielhaften Ausführungsform überträgt der Statorbus 208 dreiphasige Leistung von dem Generatorstator 120 zu dem Statorsynchronisationsschalter 206. Der Rotorbus 212 überträgt dreiphasige Leistung von dem Generatorrotor 122 zu der Leistungsumrichteranordnung 210. In der beispielhaften Ausführungsform ist der Statorsynchronisationsschalter 206 über einen Systembus 216 mit einem Haupttransformator-Trennschalter 214 elektrisch gekoppelt. In einer alternativen Ausführungsform wird eine oder werden mehrere (nicht gezeigte) Sicherungen anstelle des Haupttransformator-Trennschalters 214 verwendet. In einer weiteren Ausführungsform werden weder Sicherungen noch ein Haupttransformator-Trennschalter 214 verwendet.
Die Leistungsstromrichteranordnung 210 weist ein rotorseitiges Filter 218 auf, das über den Rotorbus 212 mit dem Generatorrotor 122 elektrisch gekoppelt ist. Ein Rotorfilterbus 219 koppelt elektrisch das Rotorfilter 218 mit einem rotorseitigen Leistungsumrichter 220, und der rotorseitige Leistungsumrichter 220 ist mit einem netzseitigen Leistungsumrichter 222 elektrisch gekoppelt. Der rotorseitige Leistungsumrichter 220 und der netzseitige Leistungsumrichter 222 sind Leistungsumrichterbrücken, die (nicht gezeigte) Leistungshalbleiter enthalten. In der beispielhaften Ausführungsform sind der rotorseitige Leistungsumrichter 220 und der netzseitige Leistungsumrichter 222 in einer dreiphasigen Pulsweitenmodulations(PWM)-Konfiguration eingerichtet, die (in 2 nicht gezeigte) Schaltvorrichtungen mit Bipolartransistoren mit isolierter Gateelektrode (IGBT) enthält, die in einer in der Technik bekannten Weise arbeiten. Alternativ weisen der rotorseitige Leistungsumrichter 220 und der netzseitige Leistungsumrichter 222 eine beliebige Konfiguration mit beliebigen Schaltvorrichtungen auf, die den Betrieb des Elektrik- und Steuerungssystems 200, wie hierin beschrieben, ermöglichen. Die Leistungsumrichteranordnung 210 steht in einer elektronischen Datenkommunikationsverbindung mit der Windenergieanlagensteuerungsvorrichtung 202, um den Betrieb des rotorseitigen Leistungsumrichters 220 und des netzseitigen Leistungsumrichters 222 zu steuern.
In der beispielhaften Ausführungsform koppelt eine netzseitige Leistungsumrichterbusleitung 223 elektrisch den netzseitigen Leistungsumrichter 222 elektrisch mit einem Netzfilter 224. Ebenso koppelt ein Netzbus 225 elektrisch das Netzfilter 224 mit einem Netzschütz 226. Darüber hinaus ist das Netzschütz 226 mit einem Umrichternetztrennschalter 228 über eine Umrichternetztrennschalterbusleitung 230 elektrisch gekoppelt. Zusätzlich ist der Umrichtertrennschalter 228 elektrisch mit dem Haupttransformator-Netztrennschalter 214 über einen Systembus 216 und eine Verbindungsbusleitung 232 gekoppelt. Alternativ ist das Netzfilter 224 elektrisch mit dem Systembus 216 direkt über die Verbindungsbusleitung 232 gekoppelt und weist eine beliebige (nicht gezeigte) geeignete Sicherungseinrichtung auf, die eingerichtet ist, um der Entfernung des Netzschützes 226 und des Umrichtertrennschalters 228 aus dem Elektrik- und Steuerungssystem 200 Rechnung zu tragen. Der Haupttransformator-Netztrennschalter 214 ist über eine generatorseitige Busleitung 236 elektrisch mit einem Hauptleistungstransformator 234 gekoppelt. Der Haupttransformator 234 ist über einen trennschalterseitigen Bus 240 mit einem Versorgungsnetztrennschalter 238 elektrisch gekoppelt. Der Versorgungsnetztrennschalter 238 ist über eine Netzbusleitung 242 mit dem elektrischen Stromübertragungs- und Verteilungsnetz verbunden. In einer alternativen Ausführungsform ist der Haupttransformator 234 anstatt mit dem Versorgungsnetztrennschalter 238 mit einer oder mehreren (nicht gezeigten) Sicherungen über die trennschalterseitigen Busleitung 240 elektrisch gekoppelt. In einer weiteren Ausführungsform werden weder Sicherungen noch ein Versorgungsnetztrennschalter 238 verwendet, so dass vielmehr der Haupttransformator 234 über die die trennschalterseitige Busleitung 240 und den Netzbus 242 mit dem Stromübertragungs- und Verteilungsnetz gekoppelt ist.
In der beispielhaften Ausführungsform ist der rotorseitige Leistungsumrichter 220 über eine einzige Gleichstrom(DC)-Verbindung 244 in elektrischer Verbindung mit dem netzseitigen Leistungsumrichter 222 gekoppelt. Alternativ sind der rotorseitige Leistungsumrichter 220 und der netzseitige Leistungsumrichter 222 über (in 2 nicht gezeigte) einzelne und getrennte Gleichstrom(DC)-Verbindungen elektrisch gekoppelt. Die Gleichstrom(DC)-Verbindung 244 weist eine positive Schiene 246, eine negative Schiene 248 und mindestens einen Kondensator 250 auf, der zwischen der positiven Schiene 246 und der negativen Schiene 248 angeschlossen ist. Alternativ enthält der Kondensator 250 einen oder mehrere Kondensatoren, die in Reihe und/oder parallel zueinander zwischen der positiven Schiene 246 und der negativen Schiene 248 angeordnet sind.
Die Windenergieanlagensteuerungsvorrichtung 202 ist eingerichtet, um mehrere Spannungs- und elektrische Strommesssignale von einem ersten Satz von Spannungs- und elektrischen Stromsensoren 252 zu empfangen. Darüber hinaus ist die Windenergieanlagensteuerungsvorrichtung 202 eingerichtet, um zumindest einige der mit der Windenergieanlage 100 im Zusammenhang stehenden Betriebsvariablen zu überwachen und zu steuern. In der beispielhaften Ausführungsform ist jeder der drei Spannungs- und elektrischen Stromsensoren 252 mit jeweils einer der drei Phasen der Netzbusleitung 242 elektrisch verbunden. Alternativ sind die Spannungs- und elektrischen Stromsensoren 252 elektrisch mit der Systembusleitung 216 verbunden. Als eine weitere Alternative sind die Spannungs- und elektrischen Stromsensoren 252 elektrisch mit jedem Teil des Elektrik- und Steuerungssystems 200 verbunden, der einen Betrieb des Elektrik- und Steuerungssystems 200, wie er hierin beschrieben ist, ermöglicht. Als eine noch weitere Alternative ist die Windenergieanlagensteuerungsvorrichtung 202 eingerichtet, um eine beliebige Anzahl von Spannungs- und elektrischen Stromsignalen von einer beliebigen Anzahl von Spannungs- und elektrischen Stromsensoren 252, einschließlich, aber nicht darauf beschränkt, ein einziges Spannungs- und elektrisches Stromsignal von einem einzigen Signalgeber, zu empfangen.
Wie in 2 gezeigt, weist das Elektrik- und Steuerungssystems 200 ferner eine Umrichtersteuerungsvorrichtung 262, die eingerichtet ist, um mehrere Spannungs- und elektrische Strommesssignale zu empfangen. Beispielsweise empfängt in einer Ausführungsform die Umrichtersteuerungsvorrichtung 262 Spannungs- und elektrische Strommesssignale von einem zweiten Satz von Spannungs- und elektrischen Stromsensoren 254, die mit der Statorbusleitung 208 in einer elektronischen Datenkommunikationsverbindung stehen. Die Umrichtersteuerungsvorrichtung 262 empfängt einen dritten Satz von Spannungs- und elektrischen Strommesssignalen von einem dritten Satz von Spannungs- und elektrischen Stromsensoren 256, die mit der Rotorbusleitung 212 in elektronischer Datenkommunikationsverbindung stehen. Die Umrichtersteuerungsvorrichtung 262 empfängt ferner einen vierten Satz von Spannungs- und elektrischen Strommesssignalen von einem vierten Satz von Spannungs- und elektrischen Stromsensoren 264, die mit der Umrichtertrennschalterbusleitung 230 in elektronischer Datenkommunikationsverbindung stehen. Der zweite Satz von Spannungs- und elektrischen Stromsensoren 254 ist im Wesentlichen ähnlich dem ersten Satz von Spannungs- und elektrischen Stromsensoren 252, und der vierte Satz von Spannungs- und elektrischen Stromsensoren 264 ist im Wesentlichen ähnlich dem dritten Satz von Spannungs- und elektrischen Stromsensoren 256. Die Umrichtersteuerungsvorrichtung 262 ist im Wesentlichen ähnlich der Windenergieanlagensteuerungsvorrichtung 202 und steht mit der Windenergieanlagensteuerungsvorrichtung 202 in elektronischer Datenkommunikationsverbindung. Darüber hinaus ist in der beispielhaften Ausführungsform die Umrichtersteuerungsvorrichtung 262 physikalisch innerhalb der Leistungsumrichteranordnung 210 integriert. Alternativ weist die Umrichtersteuerungsvorrichtung 262 eine beliebige Konfiguration auf, die den Betrieb des Elektrik- und Steuerungssystems 200, wie er hierin beschrieben ist, ermöglicht.
Während des Betriebs trifft Wind auf die Flügel 108 auf, und die Flügel 108 wandeln Windenergie in ein mechanisches Drehmoment um, das über die Nabe 110 die Niedriggeschwindigkeitswelle 112 drehend antreibt. Die Niedriggeschwindigkeitswelle 112 treibt die Getriebeeinheit 114 an, die im Weiteren die niedrige Rotationsgeschwindigkeit der Niedriggeschwindigkeitswelle 112 übersetzt, um die Hochgeschwindigkeitswelle 116 mit einer erhöhten Rotationsgeschwindigkeit anzutreiben. Die Hochgeschwindigkeitswelle 116 treibt den Generatorrotor 122 drehend an. Ein drehendes Magnetfeld wird von dem Generatorrotor 122 induziert, und eine Spannung wird innerhalb des Generatorstators 120 induziert, der magnetisch mit dem Generatorrotor 122 gekoppelt ist. Der Generator 118 wandelt die mechanische Rotationsenergie in ein sinusförmiges, dreiphasiges Wechselstrom(AC)-Energiesignal in dem Generatorstator 120 um. Die zugehörige elektrische Leistung wird über die Statorbusleitung 208, den Statorsynchronisationsschalter 206, die Systembusleitung 216, den Haupttransformator-Netztrennschalter 214 und die generatorseitige Busleitung 236 zu dem Haupttransformator 234 übertragen. Der Haupttransformator 234 setzt die Spannungsamplitude der elektrischen Leistung hoch, und die umgewandelte elektrische Leistung wird weiter über die trennschalterseitige Busleitung 240, den Versorgungsnetztrennschalter 238 und die Netzbusleitung 242 zu einem Versorgungsnetz übertragen.
In der beispielhaften Ausführungsform wird ein zweiter elektrischer Leistungsübertragungsweg geschaffen. Die elektrische dreiphasige, sinusförmigen Wechselstrom(AC)-Leistung wird innerhalb des Generatorrotors 122 erzeugt und über die Rotorbusleitung 212 zu der Leistungsumrichteranordnung 210 übertragen. Innerhalb der Leistungsumrichteranordnung 210 wird die elektrische Leistung zu dem Rotorfilter 218 übertragen, und die elektrische Leistung wird für die Änderungsgeschwindigkeit der dem rotorseitigen Leistungsumrichter 220 zugeordneten PWM-Signale modifiziert. Der rotorseitige Leistungsumrichter 220 dient als ein Gleichrichter und richtet die sinusförmige, dreiphasige Wechselstromleistung in eine Gleichstromleistung gleich. Die Gleichstromleistung wird zu der Gleichstromverbindung 244 übertragen. Der Kondensator 250 ermöglicht die Abschwächung der Spannungsamplitudenschwankungen auf der Gleichstromverbindung 244, indem er eine Abschwächung der mit der Wechselstromgleichrichtung verbundenen Gleichstromrippel ermöglicht.
Die Gleichstromleistung wird nachfolgend von der Gleichstromverbindung 244 zu dem netzseitigen Leistungsumrichter 222 übertragen, und der netzseitige Leistungsumrichter 222 dient als ein Wechselrichter, der eingerichtet ist, um elektrische Gleichstromleistung von der Gleichstromverbindung 244 in eine dreiphasige, sinusförmige Wechselstromleistung mit vorbestimmten Spannungen, Strömen und Frequenzen umzuwandeln. Diese Umwandlung wird durch die Umrichtersteuerungsvorrichtung 262 überwacht und gesteuert. Die umgewandelte Wechselstromleistung wird von dem netzseitigen Leistungsumrichter 222 über die netzseitige Leistungsumrichterbusleitung 223 und die Netzbusleitung 225, das Netzschütz 226, die Umrichternetztrennschalterbusleitung 230, den Umrichternetztrennschalter 228 und die Verbindungsbusleitung 232 zu der Systembusleitung 216 übertragen. Das Netzfilter 224 kompensiert oder gleicht harmonische Ströme in der elektrischen Leistung, die von dem netzseitigen Leistungsumrichter 222 übertragen wird, aus. Der Statorsynchronisationsschalter 206 ist eingerichtet, um zu schließen, um zu ermöglichen, dass die dreiphasige Leistung von dem Generatorstator 120 mit der dreiphasigen Leistung von der Leistungsumrichteranordnung 210 verbunden werden kann.
Der Umrichternetztrennschalter 228, der Haupttransformator-Netztrennschalter 214 und der Versorgungsnetztrennschalter 238 sind eingerichtet, um die entsprechenden Busleitungen zu unterbrechen, wenn beispielsweise ein Überstromfluss die Komponenten des Elektrik- und Steuerungssystems 200 beschädigen könnte. Es sind auch zusätzliche Schutzkomponenten vorgesehen, einschließlich eines Netzschützes 226, das gesteuert werden kann, um durch die Öffnung eines (in 2 nicht gezeigten) zu jeder Leitung des Leitungsbusses 225 zugehörigen Schalters eine Unterbrechung zu schaffen.
Bei Änderungen z. B. der Windgeschwindigkeit an der Nabe 110 und den Flügeln 108 kompensiert die Leistungsumrichteranordnung 210 die Frequenz der dreiphasigen Leistung aus dem Generatorrotor 122 oder passt sie an. Deshalb werden auf diese Weise mechanische und elektrische Rotorfrequenzen von der Statorfrequenz entkoppelt.
Unter einigen Bedingungen ermöglichen die bidirektionalen Eigenschaften der Leistungsumrichteranordnung 210 und insbesondere die bidirektionalen Eigenschaften des rotorseitigen Leistungsumrichters 220 und des netzseitigen Leistungsumrichters 222 die Rückführung zumindest eines Teils der erzeugten elektrischen Leistung zu dem Generatorrotor 122. Spezieller wird elektrische Leistung von der Systembusleitung 216 zu der Verbindungsbusleitung 232 und anschließend durch den Umrichternetztrennschalter 228 und die Umrichternetztrennschalterbusleitung 230 in die Leistungsumrichteranordnung 210 übertragen. Innerhalb der Leistungsumrichteranordnung 210 wird die elektrische Leistung durch das Netzschütz 226, die Netzbusleitung 225 und die netzseitige Leistungsumrichterbusleitung 223 in den netzseitigen Leistungsumrichter 222 übertragen. Der netzseitige Leistungsumrichter 222 dient als ein Gleichrichter und richtet die sinusförmige, dreiphasige Wechselstromleistung in eine Gleichstromleistung um. Die Gleichstromleistung wird zu der Gleichstromverbindung 244 übertragen. Der Kondensator 250 ermöglicht eine Abschwächung der Spannungsamplitudenschwankungen an der Gleichstromverbindung 244, indem er eine Abschwächung der manchmal mit der dreiphasigen Wechselstromgleichrichtung im Zusammenhang stehenden Gleichstromrippel ermöglicht.
Die Gleichstromleistung wird anschließend von der Gleichstromverbindung 244 zu dem rotorseitigen Leistungsumrichter 220 übertragen, und der rotorseitige Leistungsumrichter 220 dient als ein Wechselrichter, der eingerichtet ist, um die elektrische Gleichstromleistung, die von der Gleichstromverbindung 244 übertragen wird, in eine dreiphasige, sinusförmige elektrische Wechselstromleistung mit vorbestimmten Spannungen, Strömen und Frequenzen umzuwandeln. Diese Umwandlung wird durch die Umrichtersteuerungsvorrichtung 262 überwacht und gesteuert. Die umgewandelte Wechselstromleistung wird von dem rotorseitigen Leistungsumrichter 220 über die Rotorfilterbusleitung 219 zu dem Rotorfilter 218 übertragen und wird anschließend über die Rotorbusleitung 212 zu dem Generatorrotor 122 übertragen, wodurch ein untersynchroner Betrieb ermöglicht wird.
Die Leistungsumrichteranordnung 210 ist eingerichtet, um Steuerungssignale von der Windenergieanlagensteuerungsvorrichtung 202 zu empfangen. Die Steuerungssignale basieren auf erfassten Bedingungen oder Betriebseigenschaften der Windenergieanlage 100 und des Elektrik- und Steuerungssystems 200. Die Steuerungssignale werden durch die Windenergieanlagensteuerungsvorrichtung 202 empfangen und zur Steuerung des Betriebs der Leistungsumrichteranordnung 210 verwendet. Es kann eine Rückmeldung von einem oder mehreren Sensoren von dem Elektrik- und Steuerungssystem 200 verwendet werden, um die Leistungsumrichteranordnung 210 über die Umrichtersteuerungsvorrichtung 262 zu steuern, wozu z. B. die Umrichternetztrennschalterbusleitung 230, die Spannungs- oder Stromrückmeldungen der Statorbusleitung und der Rotorbusleitung mittels des zweiten Satzes von Spannungs- und Stromsensoren 254, des dritten Satzes von Spannungs- und Stromsensoren 256 und des vierten Satzes von Spannungs- und Stromsensoren 264 gehören können. Durch die Verwendung dieser Rückmeldungsinformation und z. B. der Schaltsteuerungssignale können Steuerungssignale für den Statorsynchronisationsschalter und Steuerungssignale (Auslösesignale) für den Systemleitungstrennschalter auf jegliche herkömmliche Weise erzeugt werden. Beispielsweise wird für eine transiente Netzpannung mit vorgegebenen Eigenschaften die Umrichtersteuerungsvorrichtung 262 zumindest temporär die IGBTs an einer Leitung innerhalb des netzseitigen Leistungsumrichters 222 im Wesentlichen ausschließen. Ein derartiger Ausschluss vom Betrieb des netzseitigen Leistungsumrichters 222 wird die durch die Leistungsumrichteranordnung 210 geleitete elektrische Leistung im Wesentlichen auf ungefähr Null verringern.
3 wurde in dem Hintergrundteil erläutert worden und beschreibt die wohl bekannte Abhängigkeit des Leistungsbeiwerts von der Schnelllaufzahl. Soweit es den Erfindern bekannt ist, enthält fast jedes Fachbuch über Windenergieanlagen diese Beziehung mit der weiteren Erkenntnis, dass Windenergieanlagen zur Maximierung des Energieertrags bei λ_max betrieben werden sollten.
4 soll die bekannte Steuerung einer Windenergieanlage in einer beispielhaften Situation veranschaulichen, wenn ein Windstoß die Windenergieanlage erfasst. Das Diagramm zeigt die optimale Rotationsgeschwindigkeit v_p ^opt der Rotorflügel, die durch die Linie 400 gekennzeichnet ist, über der Zeit t. Wie in dem Beispiel offensichtlich, steigt die optimale Rotationsgeschwindigkeit 420 von einem ersten Wert zu einem zweiten Wert, der höher als der erste Wert ist. Aufgrund der allgemein bekannten Beziehung der optimalen Umfangsgeschwindigkeit an der Spitze, die ebenfalls in Bezug auf 3 erklärt wurde, wird, wenn ansonsten konstante Bedingungen vorherrschen, die Erhöhung der optimalen Rotationsgeschwindigkeit 420 durch eine plötzliche Erhöhung der Windgeschwindigkeit verursacht.
Entsprechend versucht die bekannte Steuerung einer Windenergieanlage, die Windenergieanlage bei ihrer optimalen Rotationsgeschwindigkeit zu betreiben, die der optimalen Schnelllaufzahl entspricht. Dies ist durch die gestrichelte Linie 410 veranschaulicht. Wenn der Wind plötzlich wechselt, ist es einer reellen Windenergieanlage unmöglich, hinreichend schnell zu folgen. Stattdessen, und wie in 4 veranschaulicht, dauert es einige Zeit, bis einer oder mehrere Betriebsparameter der Windenergieanlage rückgesetzt werden und die Rücksetzung wirksam wird, um erneut auf die optimale Umfangsgeschwindigkeit an der Spitze zu kommen (rechter Teil der gestrichelten Linie 410). Die schraffierte Fläche 420 soll die Zeit veranschaulichen, während der die tatsächliche Rotationsgeschwindigkeit v_p der Windenergieanlage von der optimalen Umfangsgeschwindigkeit an der Spitze v_p ^opt abweicht. Folglich erzeugt die Turbine während dieser Zeit weniger Energie, als theoretisch möglich wäre.
5 soll das vorliegend offenbarte Verfahren zum Betreiben einer Windenergieanlage veranschaulichen. Die optimale Rotationsgeschwindigkeit v_p ^opt, die durch die Linie 400 gekennzeichnet ist, ist identisch mit der optimalen Rotationsgeschwindigkeit in 4. D. h. beide 4 und 5 beschreiben die gleiche Umgebungssituation, nämlich dass eine identische plötzliche Zunahme der Windgeschwindigkeit auftritt.
Gemäß dem vorliegend offenbarten Verfahren versucht die Steuerung der Windenergieanlage, die Windenergieanlage außerhalb ihrer optimalen Rotationsgeschwindigkeit, nämlich bei einer im Vergleich mit der optimalen Rotationsgeschwindigkeit erhöhten Rotationsgeschwindigkeit, zu betreiben. Dies ist durch die gestrichelte Linie 510 veranschaulicht, die zeigt, dass am Anfang trotz der konstanten Windbedingung für kleine Zeiten t die tatsächliche Rotationsgeschwindigkeit v_p oberhalb der optimalen Rotationsgeschwindigkeit eingestellt wird. Beispielsweise könnte die Rotationsgeschwindigkeit 10% höher als die optimale Rotationsgeschwindigkeit eingestellt werden. Folglich ist die Leistungserzeugung in dieser Zeit nicht optimal, wie in der Darstellung durch den schraffierten Bereich 520 hervorgehoben veranschaulicht ist.
Wenn einmal eine Windböe die Windenergieanlage erfasst und sich dabei die Windgeschwindigkeit plötzlich erhöht, steigt die optimale Rotationsgeschwindigkeit an. Die Steuerungsvorrichtung versucht, dieser Tendenz zu folgen, wie durch die gestrichelte Linie 510 gezeigt ist, und schafft es, die Windenergieanlagensteuerungsvorrichtung wesentlich früher als bei einer herkömmlichen Steuerung, wie sie Bezug nehmend auf 4 beschrieben ist, zu der optimalen Rotationsgeschwindigkeit zu bringen. D. h., der schraffierte Bereich 510, der die Zeit kennzeichnet, in der die Steuerungsvorrichtung die Windenergieanlage in einer nicht optimalen Weise betreibt, ist wesentlich kleiner als der schraffierte Bereich 420 nach 4.
In dieser Hinsicht ist es sehr wichtig zu beachten, dass die erzeugte Leistung mit der dritten Potenz der Windgeschwindigkeit steigt. Dies bedeutet in anderen Worten, dass eine Erhöhung der erzeugten Leistung um 1% bei einer Windgeschwindigkeit v₁ eine achtmal größere erzeugte Gesamtleistung liefert als eine Erhöhung der erzeugten Leistung um 1% bei der halben Windgeschwindigkeit, d. h. bei einer Windgeschwindigkeit v₁/2. Dies ist der Grund dafür, warum eine Reduktion der schraffierten Fläche 510, d. h. die Reduktion der Zeit, in der die Windenergieanlage bei höheren Windgeschwindigkeiten in einer nicht optimalen Weise betrieben wird (in 5 als der schraffierte Bereich 530 veranschaulicht) viel wertvoller im Hinblick auf den jährlichen Energieertrag (AEP) ist als die nicht optimale Zeit, in der die Windenergieanlage bei niedrigen Windgeschwindigkeiten in einer nicht optimalen Weise betrieben wird (in 5 als der schraffierte Bereich 520 veranschaulicht).
Wie in 5 veranschaulicht, setzt gemäß Ausführungsformen, die mit anderen hierin beschriebenen Ausführungsformen kombiniert werden können, die Windenergieanlagensteuerungsvorrichtung bei höheren Windgeschwindigkeiten die tatsächliche Rotationsgeschwindigkeit auf die optimale Rotationsgeschwindigkeit fest. Dies ist lediglich eine Ausführungsform, und abhängig davon, wie hoch die tatsächliche Windgeschwindigkeit ist, könnte es möglich sein, dass die Steuerungsvorrichtung versucht, auch bei höheren Windgeschwindigkeiten die Windenergieanlage bei einer im Vergleich zu der optimalen Rotationsgeschwindigkeit erhöhten Rotationsgeschwindigkeit zu betreiben.
Gemäß hierin beschriebenen Ausführungsformen hängt jedoch die Abweichung von der optimalen Rotationsgeschwindigkeit von der absoluten Windgeschwindigkeit ab. Beispielsweise ist es bei einer Windgeschwindigkeit, die sehr nahe an der Nennwindgeschwindigkeit liegt, z. B. maximal 20% unterhalb der Nennwindgeschwindigkeit, möglich, eine kleinere Abweichung von der optimalen Rotationsgeschwindigkeit zu wählen als zu Zeiten mit kleineren Windgeschwindigkeiten.
Zusätzlich oder alternativ hierzu ist es möglich, dass der Turbulenzparameter allein oder unter anderem eine Spannweite der Windveränderungen um den durchschnittlichen Wert (d. h. eine maximale positive und/oder eine negative Abweichung von dem durchschnittlichen Wert, z. B. der durchschnittlichen Windgeschwindigkeit) kennzeichnet. Beispielsweise könnten Windmessungen anzeigen, dass der Durchschnittswert der Windgeschwindigkeit bei 5 m/s liegt, mit einer gemessenen positiven maximalen Abweichung von 4 m/s. Somit wäre die Windgeschwindigkeit während des interessierenden Zeitraums offensichtlich nie höher als 9 m/s gewesen. Es ist ferner allgemein möglich, dass der Turbulenzparameter eine gewichtete Spannweite kennzeichnet, d. h. dass jeder Abweichung eine statistische Auftrittswahrscheinlichkeit zugeordnet ist. Beispielsweise könnte bei der durchschnittlichen Windgeschwindigkeit von 5 m/s mit einer maximalen Abweichung von bis zu 9 m/s, die Windgeschwindigkeit zwischen 8 m/s und 9 m/s eine Auftrittswahrscheinlichkeit unterhalb von 0,05 haben.
Der Turbulenzparameter wird für den Betrieb der Windenergieanlage verwendet. Wenn z. B. die in 5 gezeigte höhere optimale Umfangsgeschwindigkeit 400 an der Spitze einer Windgeschwindigkeit entspricht, die eine geringe Auftrittswahrscheinlichkeit, z. B. unterhalb von 0,1, aufweist, dann könnte folglich die Steuerungsvorrichtung eingerichtet sein, um die Rotationsgeschwindigkeit auf die optimale Rotationsgeschwindigkeit für Windgeschwindigkeiten zu setzen, deren Auftrittswahrscheinlichkeit unterhalb eines wählbaren Schwellenwertes liegt, was nicht auf die gezeigte Ausführungsform beschränkt ist. Dies ist der Grund dafür, warum in der in 5 veranschaulichten beispielhaften Ausführungsform nach der Erhöhung der optimalen Rotationsgeschwindigkeit 400 die Rotationsgeschwindigkeit 510 nicht oberhalb der optimalen Rotationsgeschwindigkeit 400 liegt, sondern mit ihr zusammenfällt.
6 und 7 veranschaulichen eine Situation, in der eine Windstille sich der Windenergieanlage nähert und infolge dessen die Windgeschwindigkeit plötzlich abnimmt. Somit ist es, wie durch die Linie 600 veranschaulicht, aus dem Verlauf des allgemeinen Leistungsbeiwerts, wie er Bezug nehmend auf 3 veranschaulicht ist, ersichtlich, dass die optimale Rotationsgeschwindigkeit v_p ^opt sinkt. 6 veranschaulicht ein Verfahren zum Betreiben einer Windenergieanlage, wie in der Technik bekannt, was bedeutet, dass die Steuerungsvorrichtung der Windenergieanlage versucht, der optimalen Rotationsgeschwindigkeit zu folgen. Dies könnte theoretisch und für konstante Windgeschwindigkeiten funktionieren, wie in 6 für niedrigere Zeitwerte ersichtlich, wenn jedoch eine plötzliche Abnahme der Windgeschwindigkeit eintritt, können die Einstellungen der Windenergieanlage nicht hinreichend schnell angepasst werden, so dass es eine Zeitdauer gibt, in der die tatsächliche Rotationsgeschwindigkeit v_p der Windenergieanlage, die durch 610 in 6 gekennzeichnet ist, von der optimalen Windgeschwindigkeit 600 abweicht. Während dieser Zeitdauer ist die Leistungserzeugung nicht optimal, was durch den schraffierten Bereich 620 veranschaulicht werden soll.
7 veranschaulicht die identische Umgebungssituation mit derselben Windstille 600 wie in der Situation nach 6. Gemäß den vorliegend offenbarten Ausführungsformen könnte die Windenergieanlage jedoch mit einer Rotationsgeschwindigkeit v_p betrieben werden, die durch 710 gekennzeichnet ist und die höher als die optimale Rotationsgeschwindigkeit ist. Wenn die Windstille ankommt, versucht die Steuerungsvorrichtung der veränderten Situation zu folgen und reduziert die Rotationsgeschwindigkeit. Wie in der Darstellung der 7 ersichtlich, ist die schraffierte Fläche 720, die den nicht optimalen Betrieb der Windenergieanlage veranschaulichen soll, größer als die schraffierte Fläche 620 in 6.
Somit veranschaulicht der Vergleich von 6 und 7, dass das vorliegend vorgeschlagene Verfahren in den Zeiträumen mit plötzlich abnehmender Windgeschwindigkeit gewöhnlich zu einem Energieertrag der Windenergieanlage führt, der schlechter ausfällt als der Energieertrag, der sich in dem Falle ergibt, dass die Windenergieanlage mit bekannen Verfahren betrieben wird, die versuchen, der optimalen Rotationsgeschwindigkeit zu folgen.
Nichtsdestoweniger überwiegt die Steigerung des Energieertrags in Zeiträumen mit plötzlich zunehmenden Windgeschwindigkeiten, wie z. B. in Zeiträumen mit Windböen, bei Weitem diese negative Auswirkung auf den jährliche Energieertrag. In anderen Worten ist es, da die Leistung proportional zur dritten Potenz der Windgeschwindigkeit ist, profitabler, auf Windböen als auf Windstillen zu reagieren. In der Realität hat der Wind häufig lokale Windböen und Windstillen. Und die Steuerungsvorrichtung muss stets auf diese Veränderungen reagieren, indem sie den Rotor veranlasst zu beschleunigen oder zu verlangsamen. Dabei berücksichtigen bekannte Verfahren zum Betreiben einer Windenergieanlage nicht die Turbulenz am Aufstellungsort, wenn sie die profitabelste Umfangsgeschwindigkeit an der Spitze bestimmen.
Beispielsweise betrage die Windgeschwindigkeit 10 m/s. Bei einer gegebenen heutigen Windenergieanlage wird eine Windböe von 11 m/s zu einer Leistungssteigerung von 1331 kW (33%) führen, und eine Abnahme der Windgeschwindigkeit auf 9 m/s wird zu einer Leistungsminderung von 729 kW (27%) führen. Wenn die Windenergieanlage so betrieben wird, wie hierin beschrieben, kann der Rotor schneller beschleunigen, um auf die Situation mit der veränderten Windgeschwindigkeit von 11 m/s zu reagieren als in einer herkömmliche Windenergieanlage. Auf der anderen Seite benötigt der Rotor länger, um als Antwort auf die Situation mit der reduzierten Windgeschwindigkeit von 9 m/s zu verlangsamen als in einer herkömmlichen Windenergieanlage. In anderen Worten wird die optimale Geschwindigkeit für Windböen schneller wiedererlangt als für Windstillen.
Aufgrund der Tatsache, dass der Leistungsertrag proportional zur dritten Potenz der Windgeschwindigkeit ist, wird der Gewinn bei der höheren Windgeschwindigkeit von 11 m/s den Verlust bei der niedrigeren Windgeschwindigkeit von 9 m/s mehr als kompensieren. Folglich betreibt das hierin beschriebene Verfahren die Windenergieanlage bei einer höheren Rotorgeschwindigkeit verglichen mit der optimalen Rotorgeschwindigkeit. Das beschriebene Verfahren wird für Aufstellungsorte mit höheren Turbulenzen besonders funktionieren (z. B. Aufstellungsorte für Windenergieanlagen bei oder in der Nähe von Bergen oder Hügeln), wo die positiven Auswirkungen auf den jährlichen Energieertrag gewöhnlich deutlicher sind als an Aufstellungsorten mit geringeren Turbulenzen (z. B. an Windenergieanlagenstandorten auf flachem Lande oder bei Off-Shore-Windenergieanlagen).
Einer der Hauptvorteile des vorliegenden Offenbarungsgegenstands ist der höhere Leistungsertrag aus der verfügbaren Energie, insbesondere bei Winden unterhalb des Nennbetriebs der Windenergieanlage. Die Erfinder waren anhand von Simulationen in der Lage nachzuweisen, dass mit dieser Idee eine Steigerung des jährlichen Energieertrags von bis zu etwa 0.5% erzielt werden kann, insbesondere an Standorten von Windenergieanlagen, die größeren Windturbulenzen ausgesetzt sind.
Ein Beispiel für die Auswirkungen eines Betriebs einer Windenergieanlage bei einer höheren Rotationsgeschwindigkeit, wie hierin offenbart, soll im Folgenden gegeben werden. Für eine Erhöhung der durchschnittlichen Rotationsgeschwindigkeit von 5–8% sollte man eine Zunahme des Lärmpegels von 1–1,5 dB erwarten. Gleichzeitig fanden die Erfinder heraus, dass eine Steigerung des jährlichen Energieertrags von 0,4–0,6% erwartet werden kann. Dies trifft insbesondere für Aufstellungsorte mit höheren Turbulenzen (z. B. Aufstellungsorte der A-Klasse gemäß der IEC 61400-1) zu. Die Steigerung des Energieertrags kann aber dennoch an Aufstellungsorten mit geringerer Turbulenz (z. B. Aufstellungsorten der B-Klasse gemäß IEC 61400-1) relevant sein.
Das offenbarte Verfahren wird gewöhnlich nach Art eines geschlossenen Regelkreislaufes betrieben. Gemäß der beschriebenen Ausführungsform, und wie allgemein anwendbar, wird der Turbulenzparameter online bestimmt. In diesem Zusammenhang sollte eine „online”-Bestimmung als eine Bestimmung der Turbulenzintensität verstanden werden, die auf tatsächlichen Windwerten basiert, im Normallfall unter Einbeziehung historischer Werte von bis zu maximal 24 Stunden, typischerweise 12 Stunden oder noch typischer 6 Stunden oder einer Stunde und noch mehr typisch maximal 30 Min. oder 15 Min. Insbesondere wird die tatsächliche Turbulenzintensität gemäß vielen Ausführungsformen laufend ermittelt und zur Einstellung der gewünschten Rotationsgeschwindigkeit verwendet.
Die Einstellung der gewünschten Rotationsgeschwindigkeit kann insbesondere durchgeführt werden, indem das Moment des Generators geändert wird, indem z. B. die an die Generatormagnete angelegte Spannung variiert wird. Beispielsweise kann in dem Fall, dass eine Erhöhung der Rotationsgeschwindigkeit erwünscht ist (z. B. in den Situationen, wie sie in den 4 und 5 veranschaulicht sind), das Generatormoment (d. h. das Generatordrehmoment) vermindert werden, indem die angelegte Spannung reduziert wird.
Die Turbulenz ist durch einen Turbulenzparameter gekennzeichnet, der ein Skalarwert, z. B. eine Standardabweichung, oder ein Vektor, der verschiedene turbulenzbezogene Informationen enthält, z. B. einen durchschnittlichen Windgeschwindigkeitswert, eine Standardabweichung der Windgeschwindigkeit, Informationen über Maxima der Windgeschwindigkeit, möglicherweise mitsamt ihrer Auftrittswahrscheinlichkeiten, etc., sein kann. Der Turbulenzparameter kann durch Messung bestimmt werden. Beispielsweise ist es möglich, die Windgeschwindigkeit und/oder die Windrichtung zu messen und hieraus den Turbulenzparameter zu berechnen. Es ist auch möglich, dass der Turbulenzparameter indirekt bestimmt wird, z. B. durch die Analyse von Werten über die Veränderungen des Anstellwinkels und/oder des Generatordrehmoments. Es ist im Allgemeinen typisch, dass historische Werte, insbesondere der letzten Stunde oder der letzten halben Stunde, für die Bestimmung verwendet werden.
Auf der Basis der sich ändernden Turbulenzsituation, die durch den Turbulenzparameter gekennzeichnet ist, wird typischerweise die Umfangsgeschwindigkeit an der Spitze dynamisch variiert. Dies ist insbesondere für die Steigerung des jährlichen Energieertrags an Aufstellungsorten, an denen jahreszeitlich bedingt saisonale Veränderungen der Turbulenz auftreten, oder bei Windenergieanlagen in küstennahen Regionen nützlich, an denen insbesondere die Windrichtung sehr häufig wechselt.
Es ist möglich, dass die beschriebenen Ausführungsformen zum Betreiben einer Windenergieanlage mit einem Verfahren zum Betreiben von Windenergieanlagen bei reduzierter Lärmemission (in sogenanntem „lärmreduzierten Betrieb”, „NRO”), wie z. B. in der Nachtzeit, kombiniert werden. In Abhängigkeit von der speziellen Situation kann in diesen Zeiten, wenn die Lärmemission begrenzt werden muss, das vorliegend beschriebene Verfahren dauerhaft oder nur für spezielle Zeitintervalle durch den Lärm reduzierten Betrieb aufgehoben werden. Gemäß Ausführungsformen kann das vorliegend beschriebene Verfahren jedoch für die Steuerung der Windenergieanlage immer verwendet werden, wenn die resultierende Lärmerzeugung mit lärmbezogenen Regelungen im Einklang steht. Es kann als Teil des Verfahrens überprüft werden, und/oder die Steuerungsvorrichtung der Windenergieanlage kann programmiert sein um zu überprüfen, ob der Betrieb gemäß hierin beschriebenen Ausführungsformen mit den lärmreduktionsbezogenen Regelungen im Konflikt oder im Einklang steht. Im Falle eines Einklangs wird die Windenergieanlage gemäß den vorliegend beschriebenen Ausführungsformen betrieben. Im Falle eines Konfliktes könnte die Steuerungsvorrichtung den Betrieb der Windenergieanlage auf Basis der den Lärm reduzierenden Sollwerte steuern.
Das Verfahren und die Vorrichtung, wie sie hierin beschrieben sind, ergeben ferner einen weiteren vorteilhaften Effekt im Hinblick auf die Alterung der Rotorflügel, z. B. Verschmutzung, Abrieb, Verschlechterung, usw. Im Allgemeinen befiehlt die Steuerungsvorrichtung trotz einer Alterung der Rotorflügel, die gewöhnlich der Steuerungsvorrichtung unbekannt ist, für den Generator das gleiche Drehmoment, als wenn die Flügel neu wären und eine Verschlechterung der aerodynamischen Eigenschaften nicht aufweisen würden. D. h., unter Bezugnahme auf das in 3 veranschaulichte Kurvendiagramm lässt die Steuerungsvorrichtung die Turbine langsamer laufen als erwünscht, d. h. etwas links von dem Maximum in 3. Bei Ausführungsformen der vorliegenden Erfindung befiehlt die Windenergieanlagensteuerungsvorrichtung z. B. ein niedrigeres Drehmoment an dem Generator, um die Windenergieanlage bei einer höheren Geschwindigkeit zu betreiben. D. h., mit Bezug auf die c_p-λ-Kurve nach 3 wird die Turbine typischerweise auf der rechten Seite von dem Maximum der c_p-λ-Kurve betrieben. Obwohl dieser Betriebspunkt im Falle nicht gealterter Rotorflügel theoretisch nicht optimal sein könnte, könnte sich der Betriebspunkt bei verschlechterten Flügeln in Richtung des Betriebspunkts verschieben, der dem tatsächlichen optimalen Betriebspunkt der gealterten Rotorflügel entspricht.
Beispielhafte Ausführungsformen von Systemen und Verfahren zum Betreiben einer Windenergieanlage sind voranstehend im Detail beschrieben. Die Systeme und Verfahren sind nicht auf die hierin beschriebenen speziellen Ausführungsformen beschränkt, so dass vielmehr Komponenten der Systeme und/oder Schritte der Verfahren unabhängig und gesondert von anderen hierin beschriebenen Komponenten und/oder Schritten verwendet werden können. Vielmehr kann die beispielhafte Ausführungsform in Verbindung mit vielen anderen Rotorflügelanwendungen implementiert und verwendet werden. Darüber hinaus soll verstanden werden, dass das beschriebene Verfahren ein Teil eines Computerprogramms zum Betreiben einer Windenergieanlage sein kann. Das Computerprogramm wird typischerweise auf einer PLC-artigen Steuerung betrieben. Es kann typischerweise z. B. in einer ausführbaren Version auf einem Computer lesbaren Medium, z. B. einem Festplattenlaufwerk, einer CD oder DVD, einem Datenspeicherstick oder dergleichen, gespeichert sein.
Obwohl spezielle Merkmale verschiedener Ausführungsformen der Erfindung in einigen Zeichnungen veranschaulicht sein können aber in anderen nicht, ist dies lediglich der Einfachheit wegen. Gemäß den Prinzipien der Erfindung kann jedes Merkmal einer Zeichnung in Verbindung mit jedem beliebigen Merkmal irgendeiner anderen Zeichnung in Bezug genommen und/oder beansprucht werden.
Diese schriftliche Beschreibung verwendet Beispiele, um die Erfindung, einschließlich der besten Ausführungsart, zu offenbaren, und um außerdem jedem Fachmann zu ermöglichen, die Erfindung in die Praxis umzusetzen, wozu die Schaffung und Nutzung beliebiger Einrichtungen oder Systeme und die Durchführung beliebiger enthaltener Verfahren gehören. Während verschiedene spezielle Ausführungsformen voranstehend offenbart sind, werden Fachleute erkennen, dass der Rahmen und Umfang der Ansprüche gleichermaßen wirksame Modifikationen ermöglicht. Insbesondere können sich nicht gegenseitig ausschließende Merkmale der Ausführungsformen, wie sie voranstehend beschrieben sind, miteinander kombiniert werden. Der patentierbare Umfang der Erfindung ist durch die Ansprüche definiert und kann weitere Beispiele aufweisen, die einem Fachmann in den Sinn kommen. Es ist beabsichtigt, dass solche weiteren Beispiele in dem Umfang der Ansprüche liegen sollen, wenn sie strukturelle Elemente aufweisen, die sich von dem Wortsinn der Ansprüche nicht unterscheiden, oder wenn sie äquivalente strukturelle Elemente mit gegenüber dem Wortsinn der Ansprüche unwesentlichen Unterschieden aufweisen.
Es ist ein Verfahren zum Betreiben einer Windenergieanlage geschaffen. Die Windenergieanlage enthält einen Rotor, der eingerichtet ist, um bei einer optimalen Geschwindigkeit zu rotieren. Das Verfahren enthält ein Bestimmen eines Turbulenzparameters und ein Betreiben der Windenergieanlage bei einer Geschwindigkeit, die im Vergleich zu der optimalen Geschwindigkeit um einen Geschwindigkeitsabweichungsbetrag erhöht ist. Der Geschwindigkeitsabweichungsbetrag hängt von dem Turbulenzparameter ab. Eine Windenergieanlage 100, die eine Steuerungsvorrichtung 202 zur Steuerung der Windenergieanlage gemäß dem offenbarten Verfahren aufweist, ist ebenfalls geschaffen.
ZITATE ENTHALTEN IN DER BESCHREIBUNG
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Zitierte Nicht-Patentliteratur

IEC 61400-1 [0083]
IEC 61400-1 [0083]

Claims

Verfahren zum Betreiben einer Windenergieanlage, wobei die Windenergieanlage einen Rotor enthält, der eingerichtet ist, um mit einer optimalen Geschwindigkeit zu rotieren, wobei das Verfahren aufweist: a) Bestimmen eines Turbulenzparameters; und b) Betreiben der Windenergieanlage bei einer Geschwindigkeit, die im Vergleich zu der optimalen Geschwindigkeit um einen Geschwindigkeitsabweichungsbetrag erhöht ist; wobei der Geschwindigkeitsabweichungsbetrag von dem Turbulenzparameter abhängig ist.
Verfahren nach Anspruch 1, wobei das Bestimmen des Turbulenzparameters wenigstens eines von Messen der Windgeschwindigkeit, Messen der Windrichtung, Messen der erzeugten Leistung und Bestimmen des Anstellwinkels enthält.
Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche, das wenigstens entweder ein Erhöhen und/oder ein Verringern des Generatormomentes aufweist.
Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche, wobei das Bestimmen des Turbulenzparameters ein Berechnen wenigstens entweder eines Durchschnittswertes und/oder einer Standardabweichung enthält.
Verfahren nach Anspruch 4, wobei der Durchschnittswert und die Standardabweichung auf der Basis gemessener Werte berechnet werden.
Verfahren nach Anspruch 5, wobei die gemessenen Werte in einem Zeitintervall von wenigstens 5 Minuten gemessenen werden.
Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche, wobei die Geschwindigkeit entweder eine Rotationsgeschwindigkeit oder eine Umfangsgeschwindigkeit der Spitze oder eine Schnelllaufzahl ist.
Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche, wobei die Windenergieanlage bei einer Geschwindigkeit betrieben wird, die um wenigstens 5% höher als die optimale Geschwindigkeit ist.
Verfahren nach beliebigen der vorhergehenden Ansprüche, wobei wenigstens entweder der Geschwindigkeitsabweichungsbetrag erhöht wird, wenn der Turbulenzparameter zunimmt, und/oder der Geschwindigkeitsabweichungsbetrag verringert wird, wenn der Turbulenzparameter abnimmt.
Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche, wobei das Bestimmen des Turbulenzparameters ein Messen von Abweichungen des Anstellwinkels des wenigstens einen Rotorflügels aufweist.
Verfahren nach einem beliebigen der vorhergehenden Ansprüche, wobei das Bestimmen des Turbulenzparameters ein Messen von Abweichungen der Ausgangsleistung der Windenergieanlage aufweist.
Verfahren zum Betreiben einer Windenergieanlage, wobei die Windenergieanlage einen drehbaren Rotor aufweist, der eingerichtet ist, um mit einer optimalen Geschwindigkeit zu rotieren, wobei das Verfahren aufweist: a) Messen der Turbulenzintensität; b) Festlegen der Geschwindigkeit des Rotors auf eine Geschwindigkeit, die der Summe aus der optimalen Geschwindigkeit und einem Geschwindigkeitsabweichungsbetrag entspricht, wobei der Geschwindigkeitsabweichungsbetrag von der Turbulenzintensität abhängig ist; und c) Betreiben der Windenergieanlage bei der festgelegten Geschwindigkeit.
Verfahren nach Anspruch 12, wobei die Turbulenzintensität durch eines oder mehrere der folgenden gekennzeichnet ist: eine durchschnittliche Windgeschwindigkeit, eine Spannweite der Windgeschwindigkeit, eine Standardabweichung der Windgeschwindigkeit, eine durchschnittliche Windrichtung, eine Spannweite der Windrichtung, eine Standardabweichung der Windrichtung.
Verfahren nach Anspruch 12 oder 13, wobei die Windenergieanlage bei einer Geschwindigkeit betrieben wird, die um wenigstens 5% höher als die optimale Geschwindigkeit ist.
Verfahren nach einem der Ansprüche 12 bis 14, wobei die Geschwindigkeit auf die optimale Geschwindigkeit für Windgeschwindigkeiten festgelegt wird, deren Auftrittswahrscheinlichkeit unterhalb eines wählbaren Schwellenwertes liegt.
Windenergieanlage, die aufweist: a) einen Rotor, der wenigstens einen Rotorflügel enthält, wobei der Rotor eingerichtet ist, um mit einer optimalen Geschwindigkeit zu rotieren; b) eine Steuerungsvorrichtung zur Steuerung der Windenergieanlage, wobei die Steuerungsvorrichtung eingerichtet ist: i) zur Bestimmung eines Turbulenzparameters; und ii) zum Betreiben der Windenergieanlage bei einer Geschwindigkeit, die im Vergleich zu der optimalen Geschwindigkeit des Rotors um einen Geschwindigkeitsabweichungsbetrag erhöht ist; wobei der Geschwindigkeitsabweichungsbetrag von dem Turbulenzparameter abhängig ist.
Windenergieanlage nach Anspruch 16, die ferner wenigstens entweder eine Windfahne und/oder ein Anemometer aufweist, wobei die Bestimmung des Turbulenzparameters wenigstens entweder eine Messung der Windgeschwindigkeit mittels des Anemometers und/oder eine Messung der Windrichtung mittels der Windfahne enthält.
Windenergieanlage nach Anspruch 16 oder 17, wobei die Windenergieanlage eingerichtet ist, um bei einer Geschwindigkeit betrieben zu werden, die um wenigstens 5% höher als die optimale Geschwindigkeit ist.
Windenergieanlage nach einem beliebigen der Ansprüche 16 bis 18, wobei die Steuerungsvorrichtung eingerichtet ist, um wenigstens entweder den Geschwindigkeitsabweichungsbetrag zu erhöhen, wenn der Turbulenzparameter zunimmt, und/oder den Geschwindigkeitsabweichungsbetrag zu verringern, wenn der Turbulenzparameter abnimmt.
Windenergieanlage nach einem beliebigen der Ansprüche 16 bis 19, wobei die Steuerungsvorrichtung eingerichtet ist, um die Geschwindigkeit auf die optimale Geschwindigkeit für Windgeschwindigkeiten einzustellen, deren Auftrittswahrscheinlichkeit unterhalb eines wählbaren Schwellenwertes liegt.