DE102016100647A1

DE102016100647A1 - Verfahren zum Betreiben einer Windenergieanlage und Windenergieanlage

Info

Publication number: DE102016100647A1
Application number: DE102016100647.5A
Authority: DE
Inventors: Anmelder Gleich
Original assignee: Individual
Current assignee: Individual
Priority date: 2016-01-15
Filing date: 2016-01-15
Publication date: 2017-08-03

Abstract

Somit wird ein Verfahren zum Betrieb einer Windenergieanlage mit einer auf einem Turm angeordneten Gondel, einem Rotor mit 3 verstellbaren Rotorblättern vorgesehen. Die Rotorblätter weisen Elemente zur Bestimmung einer Last auf. Die Windenergieanlage weist einen Azimutantrieb zur Verstellung des Azimutwinkels der Gondel auf. Zwei symmetrisch angeordnete Kreissektoren, die von den Rotorblättern umlaufend überstrichen werden, werden festgelegt. Die senkrechte Turmmittellinie bildet die Symmetrieachse der Kreissektoren. Die Lasten werden an allen drei Rotorblättern erfasst, welche über ein festgelegtes Zeitintervall beim Durchlaufen der festgelegten Kreissektoren auftreten, Die Differenz der Lastspitzen für jedes der drei Rotorblätter, die zwischen dem Durchlauf der beiden festgelegten Sektoren über das festgelegte Zeitintervall auftreten, werden ermittelt. Die ermittelte Differenz wird zur Bildung eines Steuersignals für die Korrektur des Azimutwinkels der Gondel verwendet. Der Azimutwinkel wird mit Hilfe des Steuersignals korrigiert.

Description

Die vorliegende Erfindung betrifft ein Verfahren zum Betreiben einer Windenergieanlage mit einer Gondel, drei verstellbaren Rotorblättern und einer Vorrichtung zum Verstellen der Azimutposition der Gondel. Die vorliegende Erfindung betrifft auch eine Windenergieanlage.
Die optimale Ausrichtung des Rotors einer Windenergieanlage zum Wind sorgt für optimalen Ertrag bei geringster Belastung der Windenergieanlage. Allgemein üblich ist, dass die Ausrichtung des Rotors zum Wind auf Basis der über ein Anemoskop ermittelten Windrichtung erfolgt. Pro Windenergieanlage ist ein Anemoskop erforderlich, welches den unterschiedlichsten Klimabedingungen ausgesetzt ist und zuverlässig arbeiten muss. Eine Redundanz des Anemoskops ist in der Regel nicht vorgesehen. Liefert das Anemoskop, beispielsweise aufgrund von Vereisung oder Fehlausrichtung fehlerhafte Daten, ist keine optimale Ausrichtung des Rotors gegen den Wind möglich.
Nachteilig an dieser Lösung ist zudem, dass das Anemoskop auf der Gondel angebracht ist. Dadurch kann die Windrichtung nur punktuell und hinter dem Rotor bestimmt werden. In Anbetracht eines heute üblichen Rotordurchmessers von größer als 100 m, beispielsweise 127 m, und aufgrund von Turbulenzen, u. a. erzeugt durch den Rotor selbst, ist diese Messung somit nicht repräsentativ für die Windrichtung, die über die gesamte, vom Rotor überstrichene Fläche am Rotor anliegt. Die hinter dem Rotor auftretenden Turbulenzen hängen zudem vom aktuellen Einstellwinkel der Rotorblätter ab. Ändert sich der Einstellwinkel der Rotorblätter, ändert sich auch die vom Anemoskop hinter dem Rotor gemessene Windrichtung, ohne dass sich die vor dem Rotor vorherrschende Windrichtung ändert.
Um diese Verfälschung des Windrichtungswertes zu berücksichtigen wird üblicherweise versucht, mit aufwändigen Messkampagnen Korrekturfaktoren zu bestimmen, die dann auf die vom Anemoskop ermittelte Windrichtung aufgerechnet werden. Diese Messkampagnen sind zeitintensiv und führen nicht immer zum optimalen Ergebnis, da auch die Konstanz dieser Korrekturfaktoren bei allen Windverhältnissen nicht sichergestellt ist. Insbesondere kann der Einfluss der im Betrieb der Windenergieanlage laufenden Verstellung des Rotorblattwinkels schwer bestimmt werden.
Die oben dargestellten Verfahren können somit nicht sicherstellen, dass der Rotor der Windenergieanlage optimal gegen den Wind ausgerichtet wird. Wenige Winkelgrade Abweichung zur optimalen Ausrichtung des Rotors gegen den Wind verursachen jedoch einen Leistungsabfall der aerodynamischen Profile durch Schräganströmung und somit auch eine Verringerung des Energieertrages der Windenergieanlage. Nachteilig ist zudem, dass sich im Falle einer nicht optimalen Ausrichtung und einer damit auftretenden Schräganströmung ein Azimut-Drehmoment ergibt, welches die Komponenten der Anlage unnötig belastet.
Der vorliegenden Erfindung liegt somit die Aufgabe zugrunde, zumindest eines der oben genannten Probleme zu adressieren. Insbesondere soll eine Lösung vorgeschlagen werden, die eine genauere Ausrichtung des Rotors in Bezug auf die aktuell am Rotor vorherrschende Windrichtung ermöglicht. Zumindest soll gegenüber bisher Bekanntem eine Alternative vorgeschlagen werden.
Erfindungsgemäß wird ein Verfahren gemäß Anspruch 1 vorgeschlagen. Demnach wird eine Windenergieanlage mit einer auf einem Turm angeordneten Gondel, einem Rotor mit 3 verstellbare Rotorblättern, wobei die Rotorblätter mit Elementen zur Bestimmung einer Last ausgerüstet sind, und einem Azimutantrieb zur Verstellung des Azimutwinkels der Gondel zugrunde gelegt.
Bei einer Schräganströmung des Rotors entsteht proportional zum Fehlwinkel ein Drehmoment, das die Gondel und damit den Rotor um die Vertikalachse zu drehen versucht. Dieses Drehmoment resultiert aus den unterschiedlichen Anströmungswinkeln an den Blattprofilen und wird durch die Rotorblätter übertragen. Bei optimaler einer Ausrichtung des Rotors zum Wind liegt ein Minimum dieses Drehmomentes um die Vertikale Drehachse vor. Im theoretisch optimalen Fall ist dieses Drehmoment gleich null.
Das Drehmoment hat zudem einen Einfluss auf die Amplituden der Last, die an den Rotorblättern auftreten und die sich innerhalb eines Umlaufs jedes einzelnen Blattes ändern. Besonders hohe Unterschiede treten im Falle einer Rotorfehlstellung in Bezug auf die aktuelle Windgeschwindigkeit zwischen den Rotorblattstellung um 90° einerseits und 270° andererseits auf, wobei 0° bzw. 360° den höchsten Punkt des Rotorkreises und 180° den niedrigsten Punkt des Rotorkreises darstellen.
Weitere Ausgestaltungen der Erfindung sind Gegenstand der Unteransprüche.
Vorteile und Ausführungsbeispiele der Erfindung werden nachstehend unter Bezugnahme auf die Zeichnung näher erläutert.
1 zeigt einen Graphen zur Veranschaulichung einer Autokorrelationsfunktion von drei Sensoren an einer Windenergieanlage, insbesondere im Bereich der Gondel der Windenergieanlage.
Die Erfindung betrifft ein Verfahren zum Betreiben einer Windenergieanlage. Das erfindungsgemäße Verfahren soll insbesondere eine Verstellung des Azimutwinkels der Gondel verbessern.
Erfindungsgemäß werden die Lastspitzen beim Durchlauf dieser Bereiche, d. h. von entsprechenden Rotorkeissegmenten, mit Hilfe von Sensoren erfasst und mit statistischen Methoden für jedes Rotorblatt und jeden der beiden Rotorkreissegmente ausgewertet.
Anschließend werden die Statistischen Daten der Lastspitzen im Bereich um 90° sowie die Daten im Bereich um 270° miteinander verglichen. Aus der Differenz der statistischen Werte der beiden Bereiche wird dann ein Korrekturwert ermittelt, der als Steuerwert in der Steuerung der Azimutverstelleinrichtung verwendet wird. Dieser Steuerwert wird von der Azimutverstelleinrichtung dazu genutzt, die Ausrichtung der Gondel und damit auch des Rotors gegenüber der aktuellen Windrichtung anzupassen.
Das erfindungsgemäße Verfahren beinhaltet die folgenden Schritte:

• Festlegung von 2 symmetrisch angeordneten Kreissektoren α und α', die von den Rotorblättern umlaufend überstrichen werden, wobei die senkrechte Turmmittellinie die Symmetrieachse bildet.
• Erfassen der Lasten an allen drei Rotorblättern, die über ein festgelegtes Zeitintervall beim durchlaufen der festgelegten Kreisektoren α und α' auftreten.
• Ermitteln der Differenz der Lastspitzen für jedes der drei Rotorblätter, die zwischen dem Durchlauf der beiden festgelegten Sektoren α und α' über das festgelegte Zeitintervall auftreten.
• Verwenden der ermittelten Differenz zur Bildung eines Steuersignals für die Korrektur des Azimutwinkels der Gondel
• Korrektur des Azimutwinkels mit Hilfe des Steuersignals In einem Ausführungsbeispiel können die Lastspitzen an jedem der drei Rotorblätter mit Hilfe von Dehnungsmesstreifen an der Blattwurzel des jeweiligen Rotorblattes ermittelt werden.

In einem weiteren Ausführungsbeispiel werden die Lastspitzen mit Hilfe von Lichtwellenleitersensoren, die sich in Längsrichtung des jeweiligen Rotorblattes erstrecken, gemessen.
Die Datenkollektive der definierten Intervalle α und α' jedes Durchgangs werden pro Blatt über das festgelegte Zeitintervall, Beispielsweise über ein Zeitintervall von 10 min, gesammelt. Da alle drei Blätter mit Sensoren versehen sind, liegen die Informationen aus α und α' dreifach redundant vor.
Aus jedem einzelnem Kollektiv (α; α') wird die Autokorrelationsfunktion berechnet. Der Vergleich beider Autokorrelationsfunktionen durch Differenzbildung ergibt die Information für das erforderliche Stellsignal.
In einer weiteren Ausführungsform wird zur Generierung eines Steuersignals die errechnete Kovarianzfunktion von der Autokorrekturfunktion abgezogen und diese Ergebnisse zur Differenz gebracht. Hierdurch erhält man ein um die Turbulenz annähernd befreiten Wert, welcher die mittlere Last repräsentiert.
Die Azimutverstelleinrichtung nutzt nun den ermittelten Steuerwert, um die Gondel und somit auch den Rotor der Windenergieanlage optimal gegen den Wind auszurichten.
Die Nutzung der Autokorrelationsfunktion und der Kovarianzfunktion ist vorteilhaft, da theoretisch nicht von einem normalverteilten Datensatz ausgegangen werden kann.
Hiervon abweichende Funktionen zur Ermittlung könnten in der Praxis jedoch hinreichend sein.
Zur einfachen Sammlung der Daten pro Umlauf kann folgender oder ein ähnlich einfacher Code genutzt werden: Referenziell wird hier auf Blatt A bei 300° unten.
Dieser einfache Beispiel-Code soll zeigen, dass in einem Umlauf sechs Messdaten zu den Kollektiven aller drei Blätter in Vektoren generiert können.
1 zeigt eine Autokorrelationsfunktion aller drei Sensoren über den gesamten Messbereich von 600 s. Zu erkennen ist der unterschiedliche Beitrag der einzelnen Sensoren.
Das erfindungsgemäße Verfahren hat den weiteren Vorteil, dass in die Rechnung keine Absolutwerte, sondern Differenzwerte jeweils einer Datenquelle eingehen, und die Sensoren somit nicht kalibriert werden müssen.
Das erfindungsgemäße Verfahren nutzt die statistischen Eigenschaften dieser Sensorsignale zur Ausrichtung des Rotors im Wind. Dies führt zu einer mehrfach redundanten Messung direkt im mitdrehenden Inertialsystem, wobei die Rotorblatter (Blattadapter) konzeptionell als „physikalischer Detektor” dienen.
Es verbinden sich mehrere Vorteile mit diesem Konzept: Direkte Bestimmung der optimalen windzugewandten Position des Rotors durch den Rotor selbst; Keine physikalische Störung der Bestimmung durch rotorerzeugte Turbulenzen; Nutzung vorhandener eigens entwickelter Technik; Dreifache Redundanz der Sensorik der „Windrichtungsbestimmung”; Nutzung weiterer Informationen aus den Signalen für die Betriebsführung (z. B. Sensordefekte, Rotorblattdefekte, Strömungsprofile oder aktuelle Tu rbulenzinformationen); Erhalt einer Vergleichsmessung der Windrichtung zur Beurteilung der Anemometermessung; Sensorik wettergeschützt mit hoher Verfugbarkeit in allen Klimazonen (z. B. Cold Climate); Nicht notwendige Kalibrierzyklen und damit unabhängig vom Betrag (Drift) der Sensoren der Load-Control; Keine physikalische Punktmessung der Windrichtung sondern eine über den Rotor integrierte Windrichtungsmessung; Weitgehende Unabhängigkeit von einer Anemometermessung zur Bestimmung der Windrichtung; Aussicht auf eine quasi Abschaffung teurer Anemometer pro Anlage durch eine einfache Windfahne oder in Windparks auf eine Reduzierung der globalen Windrichtungsbestimmung auf wenige Anlagen; Erlaubt die Messung der Windrichtung in allen Betriebszustanden der Turbine.

Claims

Verfahren zum Betreiben einer Windenergieanlage mit einer auf einem Turm angeordneten Gondel, einem Rotor mit 3 verstellbare Rotorblättern, wobei die Rotorblätter mit Elementen zur Bestimmung einer Last ausgerüstet sind, und einem Azimutantrieb zur Verstellung des Azimutwinkels der Gondel, mit folgenden Schritten • Festlegung von 2 symmetrisch angeordneten Kreissektoren, die von den Rotorblättern umlaufend überstrichen werden, wobei die senkrechte Turmmittellinie die Symmetrieachse bildet, • Erfassen der Lasten an allen drei Rotorblättern, die über ein festgelegtes Zeitintervall beim durchlaufen der festgelegten Kreissektoren auftreten, • Ermitteln der Differenz der Lastspitzen für jedes der drei Rotorblätter, die zwischen dem Durchlauf der beiden festgelegten Sektoren über das festgelegte Zeitintervall auftreten, • Verwenden der ermittelten Differenz zur Bildung eines Steuersignals für die Korrektur des Azimutwinkels der Gondel, und • Korrektur des Azimutwinkels mit Hilfe des Steuersignals.
Verfahren nach Anspruch 1, wobei die Last an den Rotorblättern mit Hilfe von Lichtwellensensoren, die an den Rotorblättern angebracht sind, erfasst wird.
Verfahren nach Anspruch 1, wobei die Lasten an den Rotorblättern mit Hilfe von Dehnungssensoren an der Blattwurzel ermittelt werden.
Windenergieanlage vorbereitet zur Durchführung eines Verfahrens gemäß eines der Ansprüche 1 bis 3.