EP3673175A1 - Verfahren zur ertragserhöhung eines windparks unter vereisungsbedingungen - Google Patents

Verfahren zur ertragserhöhung eines windparks unter vereisungsbedingungen

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Publication number
EP3673175A1
EP3673175A1 EP18756198.0A EP18756198A EP3673175A1 EP 3673175 A1 EP3673175 A1 EP 3673175A1 EP 18756198 A EP18756198 A EP 18756198A EP 3673175 A1 EP3673175 A1 EP 3673175A1
Authority
EP
European Patent Office
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wind turbine
ice
primary
wind
ice mass
Prior art date
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Withdrawn
Application number
EP18756198.0A
Other languages
English (en)
French (fr)
Inventor
Peter STÄHLER
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
fos4X GmbH
Original Assignee
fos4X GmbH
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by fos4X GmbH filed Critical fos4X GmbH
Publication of EP3673175A1 publication Critical patent/EP3673175A1/de
Withdrawn legal-status Critical Current

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    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F03—MACHINES OR ENGINES FOR LIQUIDS; WIND, SPRING, OR WEIGHT MOTORS; PRODUCING MECHANICAL POWER OR A REACTIVE PROPULSIVE THRUST, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • F03D—WIND MOTORS
    • F03D7/00—Controlling wind motors 
    • F03D7/02—Controlling wind motors  the wind motors having rotation axis substantially parallel to the air flow entering the rotor
    • F03D7/04—Automatic control; Regulation
    • F03D7/042—Automatic control; Regulation by means of an electrical or electronic controller
    • F03D7/048—Automatic control; Regulation by means of an electrical or electronic controller controlling wind farms
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F03—MACHINES OR ENGINES FOR LIQUIDS; WIND, SPRING, OR WEIGHT MOTORS; PRODUCING MECHANICAL POWER OR A REACTIVE PROPULSIVE THRUST, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • F03D—WIND MOTORS
    • F03D17/00—Monitoring or testing of wind motors, e.g. diagnostics
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F03—MACHINES OR ENGINES FOR LIQUIDS; WIND, SPRING, OR WEIGHT MOTORS; PRODUCING MECHANICAL POWER OR A REACTIVE PROPULSIVE THRUST, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • F03D—WIND MOTORS
    • F03D7/00—Controlling wind motors 
    • F03D7/02—Controlling wind motors  the wind motors having rotation axis substantially parallel to the air flow entering the rotor
    • F03D7/0264—Controlling wind motors  the wind motors having rotation axis substantially parallel to the air flow entering the rotor for stopping; controlling in emergency situations
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F03—MACHINES OR ENGINES FOR LIQUIDS; WIND, SPRING, OR WEIGHT MOTORS; PRODUCING MECHANICAL POWER OR A REACTIVE PROPULSIVE THRUST, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • F03D—WIND MOTORS
    • F03D80/00—Details, components or accessories not provided for in groups F03D1/00 - F03D17/00
    • F03D80/40—Ice detection; De-icing means
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F05—INDEXING SCHEMES RELATING TO ENGINES OR PUMPS IN VARIOUS SUBCLASSES OF CLASSES F01-F04
    • F05B—INDEXING SCHEME RELATING TO WIND, SPRING, WEIGHT, INERTIA OR LIKE MOTORS, TO MACHINES OR ENGINES FOR LIQUIDS COVERED BY SUBCLASSES F03B, F03D AND F03G
    • F05B2270/00—Control
    • F05B2270/30—Control parameters, e.g. input parameters
    • F05B2270/309—Rate of change of parameters
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E10/00—Energy generation through renewable energy sources
    • Y02E10/70—Wind energy
    • Y02E10/72—Wind turbines with rotation axis in wind direction

Definitions

  • Embodiments of the present disclosure relate to a method for monitoring a wind farm and a device for monitoring a wind farm by a method.
  • Rotor blades of wind turbines are exposed to the weather conditions of the environment unprotected. At certain locations, ice may be deposited on the rotor blades when the ambient temperature is low and the humidity or rainfall is high enough. With increasing size of the rotor blades of wind turbines increases their surface, so that the risk of attachment of ice, d. H. the formation of an ice accumulation on the rotor blades, increases.
  • Ice deposits on the one hand represent a potential danger to the environment of the wind turbine, since at a drop of ice accumulation - during operation or at rest of the system - the discarded pieces of ice can endanger persons and objects in the discharge radius.
  • an unbalance of the rotor of the wind turbine can result especially in uneven accumulation of ice, which can lead to damage during operation of the wind turbine.
  • a prolonged Eisstromrung can lead to the stoppage of the entire system. This is usually associated with revenue losses and economic disadvantages.
  • DE 10 2005 016 524 A1 discloses a method for detecting ice on a wind turbine, in which both meteorological conditions that are associated with icing conditions are monitored, and also one or more physical, characteristic ones Sizes of the wind turbine to be monitored in operation, which suggest a mass change of the rotor blades of the wind turbine.
  • US 2012/0226485 Al describes a method for predicting the likelihood of formation or growth of ice on rotor blades of wind turbines.
  • the procedure makes u.a. the historical measurement of meteorological data such as wind speed, temperature and relative humidity.
  • Embodiments of the present disclosure provide a method for monitoring a wind farm. Further, embodiments of the present disclosure provide an apparatus for monitoring according to the described method 10.
  • a method for monitoring a wind farm is specified, with determination of a first ice mass on a first wind turbine of the wind farm; Determining at least one second ice mass on at least one second wind turbine of the wind farm; Comparing a first ice mass with a second ice mass and determining a primary wind turbine serving as a reference and at least one secondary wind power plant from the group of the first wind power plant and the at least one second wind power plant; Turning off the at least one secondary wind turbine based on a first ice mass of the primary wind turbine; and turning on the at least one secondary wind turbine based on a second ice mass of the primary wind turbine.
  • an apparatus of a wind farm is specified with a controller for controlling wind turbines of the wind farm.
  • Fig. 1 shows schematically a wind farm with by way of example three wind turbines according to embodiments described herein;
  • Fig. 2A shows schematically a part of a wind turbine with rotor blades and sensors according to embodiments described herein;
  • FIG. 2B schematically shows a rotor blade of a wind turbine with a sensor according to embodiments described herein;
  • FIG. 3 is a flowchart of a method according to embodiments described herein; FIG.
  • FIG. 4 is a flowchart of a method according to embodiments described herein;
  • Fig. 5 shows schematically a light guide with a fiber Bragg grating for use in sensors according to embodiments described herein;
  • Fig. 6 shows schematically a measurement setup for a fiber optic sensor according to embodiments described herein or for methods of monitoring according to embodiments described herein.
  • Fig. 1 shows a wind farm 10 exemplarily consisting of three wind turbines 200.
  • the wind turbines 200 are, as shown in Fig. 1 by dashed lines, interconnected.
  • the networking enables communication, for example real-time communication, between the individual wind turbines.
  • the networking also allows common monitoring, control and / or regulation of wind turbines.
  • the wind turbines can also be individually monitored, controlled and / or regulated.
  • a wind farm may include two or more wind turbines, in particular five or more wind turbines, such as ten or more wind turbines.
  • the wind turbines 200 for example, the wind turbines of Fig. 1, in their entirety form the wind farm 10.
  • the wind farm consists of at least two wind turbines.
  • the close proximity of the wind turbines also allows the validation of similar environmental influences on wind turbines of the wind farm.
  • the wind farm 10 may consist of a first wind turbine and at least a second wind turbine according to one embodiment. From the group of the first wind turbine and the at least one second wind turbine, a primary wind turbine can be determined. Plants from this group that are not designated as primary are secondary wind turbines.
  • Fig. 2A shows by way of example a wind turbine 200 of a wind farm, to which the method described herein can be used.
  • the wind turbine 200 includes a tower 40 and a nacelle 42. On the nacelle 42, the rotor is mounted.
  • the rotor includes a hub 44 to which the rotor blades 100 are attached.
  • the rotor has at least 2 rotor blades, in particular 3 rotor blades.
  • a generator is driven to generate electricity.
  • at least one sensor 110 is provided in a rotor blade 100.
  • the sensor is connected to a signal line with an evaluation unit 114.
  • the evaluation unit 114 supplies a signal to a control and / or regulation 50 of the wind turbine 200.
  • an ice extension 1 is shown schematically.
  • the sensor 110 e.g. Detects vibrations or accelerations, which can be configured according to described embodiments, as a vibration sensor or acceleration sensor.
  • the sensor 110 may be e.g. to act electrical and / or fiber optic sensors.
  • the sensors may be configured to measure a first ice mass and at least one second ice mass.
  • Fig. 2B shows a rotor blade 100 of a wind turbine.
  • the rotor blade 100 has an axis 101 along its longitudinal extent.
  • the length 105 of the rotor blade extends from the blade flange 102 to the blade tip 104.
  • a sensor 110 is located in an axial or radial region, that is, a region along the axis 101.
  • plants may be a primary wind turbine or secondary wind turbines.
  • a primary wind turbine is a reference plant.
  • ice u.a. attach to the rotor blades 100.
  • the addition of ice or the ice batch can be measured.
  • the amount or volume of ice attached may vary between installations, within the limits set by proximity.
  • Ice accumulation refers to an increase in ice mass on a rotor blade over time. Furthermore, a Decrease in ice is present. An increase of an ice mass may be an accumulation or increase of an ice mass, so be positive, or may be a decrease of an ice mass, so be negative.
  • a icing case refers to the occurrence of ice accumulation on at least one wind turbine of a wind farm. In the event of icing, the ice mass, which attaches to the rotor blades of wind turbines in a period of time, can be determined. A determination of an ice mass presupposes the measurement of a suitable measured quantity. The measurement is carried out with the aid of sensors 110. The measured variable can be converted by transformation into a system variable S. The system size S is determined indirectly. For example, a natural vibration of a rotor blade can be measured
  • the system size S is also related to the mass of the rotor blade. Alternatively or additionally, the system size S is related to the mass of an ice accumulation on the rotor blade. Typically, the system size S is obtained from measurement data of vibration or acceleration measurements in or on one or more rotor blades. In embodiments, the measured quantity is measured over the course of a detection period, preferably by measuring vibrations or accelerations over the course of the detection period T. The measurement takes place on or in the rotor blade.
  • the system size S is derived from the measurement data, preferably by natural frequency analysis from the measurement data of the vibration or acceleration measurements.
  • the system size S is indicative of the mass of the respective rotor blade or of the respective rotor blades and / or the ice-mass of the respective rotor blade or of the respective rotor blades.
  • the documentation of the measured data and its transformation can be recorded in an ice mass diagram or in an ice mass curve.
  • the system size S is proportional to the total mass of the rotor blade and / or proportional to an additional mass coating of the rotor blade.
  • An additional mass coating of the rotor blade is such a mass coating, which is added to the net mass of the rotor blade.
  • the system size is proportional to the ice mass.
  • the measurement of the ice accumulation on a rotor blade takes place in the detection period T by sensors 110.
  • the measurement data can be recorded continuously or in suitable sampling intervals at the wind turbine during a period of several days and / or hours, the detection period T such a period can correspond.
  • the ice mass can be detected at a specific time of the detection period T.
  • a rise of an ice mass in a diagram can be determined.
  • An increase in ice mass may take on positive and negative values.
  • An increase of an ice mass gives information about the change of the amount of ice accumulation at a certain time t x or in a certain detection period T. Obtained values can enable the comparison of data of different wind turbines in a wind farm.
  • the course of the ice mass curves may be monitored in the park.
  • a plant can experience a relevant increase in ice mass (control over increase in ice mass curves).
  • the plant with the largest increase can be defined as the primary wind turbine.
  • the plant with the largest ice mass can be defined as the primary wind turbine.
  • the primary wind turbine can serve as a reference.
  • the system can be monitored for the parameter "Increase in the ice mass in running systems.”
  • the system can be monitored in the event of icing on the parameter "Maximum / highest point of icing".
  • a first ice mass is determined at a first wind power plant of the wind farm.
  • at least one second ice mass is determined on at least one second wind turbine of the wind farm. It can determine the ice masses of the group of wind turbines of a wind farm. Alternatively, the slopes of ice sheets of the group of wind turbines can be determined. Actual ice masses may be detected in accordance with embodiments described herein. Ice masses can be determined from measurement data measured on or in the rotor blade. This can e.g. done with the aid of an ice mass curve or an ice mass diagram. The information from the group of wind turbines describes, as described above, a behavior of the ice mass over a period in which the measured values are recorded.
  • a first ice mass of the first wind turbine is compared with a second ice mass of the at least one second wind turbine. It can be compared ice sheets of wind turbines of a wind farm. Alternatively, increases in an ice mass of wind turbines in a wind farm can be compared.
  • the wind turbine which records the largest ice mass, for example at a comparison time t v , is determined to be the primary wind turbine. Alternatively, the wind turbine that registers the largest increase in ice masses, for example, at a comparison time ty, is determined to be the primary wind turbine. Facilities that are not designated as the primary facility become secondary wind turbines.
  • a point in time can be, for example shortly after the first occurrence of icing case of a wind turbine of a wind park.
  • the comparison time ty can be set appropriately for a wind farm.
  • the at least one secondary wind turbine is shut down based on a first ice mass of the primary wind turbine.
  • the ice mass of the primary plant may reach a first threshold, eg, a threshold S A.
  • the primary system undergoes a first ice alert.
  • an ice mass of the primary plant will not exceed an upper threshold, So, which would cause the primary plant to shut down.
  • the primary wind turbine remains in operation and continues to serve as a reference.
  • Secondary wind turbines may be shut down based on the primary wind turbine, for example when the primary plant reaches the threshold S A. Wind turbines that are not determined to be the reference installation can be additionally or alternatively individually switched off.
  • An ice alarm ie a first ice alarm, for switching off secondary systems can be generated when a first switch-off threshold in the gradient of ice formation, eg in the ice formation of the primary system, is exceeded.
  • the first ice alarm can be generated by exceeding a first ice mass threshold, in particular at the primary plant.
  • a second ice alert on the primary system may be a "normal" ice alert that also stops the installation of the normal ice alert itself.
  • a condition for turning off the wind turbines by an amount of ice attached to the operation can be set by threshold values. Ice masses of wind farm facilities can reach an upper threshold. An ice mass of a primary wind turbine may also reach a threshold S A.
  • a defined upper limit to the amount of ice attached e.g. As the mass and / or the volume of ice attached, beyond which safe operation of the wind turbine is no longer permitted or no longer possible.
  • An upper threshold value can be determined empirically, or it can be predetermined by provisions regarding the reliability of the wind turbine. At the threshold So an ice alarm is triggered. Measurements on or in the rotor blade can also be made on equipment that is not in operation. Furthermore, additionally or alternatively, threshold values for the rise of ice masses can also be used. [0044] In accordance with embodiments described herein, threshold values are referred to. In general, signals for switching off or switching on can be determined from the measured data at the wind power plants, in particular the primary wind power plant.
  • Thresholds can be set for different parameters. For example, thresholds for meteorological data such as temperature combined with humidity may be present. Thresholds for ice detection may also result from performance curves of a wind turbine. However, threshold values for rotor blade loads which are measured, for example, at a blade root, for example with strain sensors, may also exist, for example. Furthermore, a further condition for shutting down the wind turbines may be determined by an amount of ice attached to the operation by a threshold S A suitable for the system size S.
  • the threshold S A is, for example, a defined limit for an amount of ice attached, e.g.
  • the threshold value S A is less than the threshold value So.
  • the threshold value S A can be determined empirically, for example.
  • the plants can experience a second ice alarm.
  • the primary system may experience a first ice alarm.
  • the primary system can cause a signal for switching off the at least one secondary wind turbine.
  • An ice alarm may be created by exceeding a threshold at a primary or secondary wind turbine of the wind farm.
  • An ice alarm can be triggered if one of the So or S A thresholds or both is exceeded in a plant.
  • a first ice alarm can be triggered if the threshold S A is exceeded.
  • a second ice alarm triggered by exceeding the So threshold, shuts down the system where the ice alarm was triggered.
  • a first ice alarm triggered by the exceeding of the threshold value S A , triggers a signal to switch off another system, at which no ice alarm is triggered at the same time. Measurements of the ice mass, the Eisanasatzes or Eisstromrung can be performed with the system off.
  • Turning off or stopping a plant as used herein is primarily to be understood as stopping the rotor blades.
  • the measurements on or in the rotor blades can continue despite stationary rotor blades.
  • a second ice mass of a primary wind turbine can reach a plateau phase. In a plateau phase or a plateau, the ice mass on the rotor blade does not rise. The ice mass on a rotor blade is constant.
  • the second ice mass at the primary plant may decrease or the increase in ice mass at a primary plant may be negative. If a plateau of the ice mass is reached or if the increase in the ice mass is negative, wind turbines can be switched on. For example, the secondary wind turbines can be turned on.
  • Wind turbines that are not determined to reference plant can be turned on. Wind turbines that are not determined to be the reference system can alternatively be switched on individually.
  • the group of switched-on wind turbines can be operated in normal mode.
  • a plant as used herein is in normal or normal operation when the parameters for operating the plant are in accordance with the usual parameters. It is possible to operate wind turbines that are not specified for the reference system in normal mode.
  • the primary wind turbine can be switched off. Regeneration of the primary plant can be done until the primary plant is re-enabled. Regenerating the primary plant can be assisted, e.g. by actively removing an ice batch which in turn is e.g. can be done by a sheet heating or a mechanical "shaking off" of the ice.Through the support of the regeneration this can be accelerated.
  • FIG. 4 shows a flow chart of a method 1100 according to embodiments described herein.
  • a first ice mass is determined at a first wind turbine of the wind farm.
  • at least one second ice mass is determined on at least one second wind turbine of the wind farm.
  • the ice mass curves of the systems in the park rise until one of the thresholds So or S A or both is reached.
  • ice masses can be determined, for example as ice mass curves or ice mass diagrams.
  • further sensors and / or data can be used to determine the ice mass.
  • a primary plant is determined.
  • the wind turbines which do not become the primary plant, become secondary wind turbines.
  • the system with the steepest rise in the ice mass curve remains in normal mode and serves as a reference.
  • a threshold value S A is reached, a first ice alarm is triggered on the primary system.
  • the primary system can cause a signal to shut down the at least one secondary wind turbine.
  • a second ice alarm can be triggered when exceeding a threshold So.
  • the primary wind turbine can be switched off.
  • the measurement of the ice mass can continue to take place at the primary wind turbine at wind speeds of more than 2-3 m / s.
  • the measurement of the ice mass can take place over the entire duration of an icing.
  • the measurement may be performed at intervals, e.g. at intervals during which wind speeds of at least 2-3 m / s prevail.
  • the at least one secondary wind turbine is shut down based on a first ice mass of the primary wind turbine.
  • the systems from the group of the first wind turbine and at least one second system are switched off.
  • the secondary wind turbines can be switched off.
  • the shutdown can be done, for example, when the ice mass of the primary system has reached the threshold value S A , or if the primary system detects a first ice alarm.
  • the shutdown can be done when a primary ice mass is determined at the primary wind turbine.
  • a first ice mass can be determined at a time t v .
  • the threshold value S A of a first ice mass on the primary wind turbine can be reached.
  • a first ice mass at time ty and a rise of a first ice mass at threshold S A are positive.
  • the primary wind turbine remains in normal mode. Typically, less ice builds up on switched off systems.
  • the primary wind turbine is monitored.
  • the at least one secondary wind turbine can be monitored. It can be monitored an ice mass. It may be an increase in Ice mass to be monitored. The maximum or the peak of icing can be deduced.
  • the ice mass or the rise of an ice mass can be monitored at the primary wind turbine.
  • the ice mass or the rise of an ice mass may be monitored at different times and / or over a period of time.
  • the ice mass or the rise of the ice mass may have a plateau. Alternatively, the ice batch may be negative. If the rise of an ice mass of the primary wind turbine remains constant over a certain period of time, the icing event on the primary wind turbine can be regarded as finished.
  • the at least one secondary wind turbine is switched on based on an ice mass of the primary wind turbine.
  • the switching on of the at least one secondary wind turbine can take place, for example, as soon as the second ice mass of the primary wind turbine or an increase in a second ice mass of the primary wind turbine reaches a plateau or becomes negative. If there is no further ice accumulation, secondary wind farm systems can be re-enabled for normal operation. An automatic change of the stopped plants into a normal operating mode can take place. The reference system is regenerated. The time to stop the reference system is typically only a few hours.
  • the earlier switching on the stopped systems takes half a day to several days before switching on the reference system after Regenration.
  • the described method can immediately restart insofar further icing in the wind farm take place.
  • the wind turbine which was determined in a previous icing to reference plant or primary wind turbine can be involved in a new process. For example, this can happen after regeneration is complete.
  • the process can proceed based on the previous secondary plants, in particular if the previous primary plant still has a residue of ice accumulation.
  • the method can also be nested. This is necessary if a new icing takes place during the decay of a first icing in the wind farm.
  • the described method is then reapplied on the plants that were not designated for the reference plant in the previous process. Steps of the process can be fully automated.
  • a wind farm monitoring apparatus as described above Embodiments of the method, wherein the device comprises a controller.
  • a controller can serve for networking of a first wind turbine of the wind farm with at least one second wind turbine of the wind farm for all wind turbines.
  • the controller can be used for simultaneous and / or individual control of the wind turbines.
  • the controller can also allow the fully automatic control and regulation of plants in a wind farm.
  • the controller may be connected to one of the evaluation unit of a wind turbine. For example, the controller may perform the steps of one of the methods described herein by software and / or hardware.
  • Fig. 5 shows schematically an optical fiber with a fiber Bragg grating for use in sensors according to embodiments described herein.
  • FIG. 5 shows a sensor or fiber-optic sensor 510 integrated in an optical waveguide, which has a fiber Bragg grating 506.
  • a fiber Bragg grating 506 is shown in FIG. 5, it should be understood that the present invention is not limited to data acquisition from a single fiber Bragg grating 506 but that along an optical fiber 212, a transmission fiber , a sensor fiber or an optical fiber, a plurality of fiber Bragg gratings 506 may be arranged.
  • Fig. 5 shows only a portion of an optical waveguide formed as a sensor fiber, optical fiber or light guide 212, which sensor fiber is sensitive to fiber elongation (see arrow 508).
  • optical or “light” is intended to indicate a wavelength range in the electromagnetic spectrum, which may extend from the ultraviolet spectral range over the visible spectral range to the infrared spectral range.
  • nk is the effective refractive index of the fundamental mode of the core of the optical fiber and ⁇ the spatial grating period (modulation period) of the fiber Bragg grating 506.
  • a spectral width given by a half-width of the reflection response depends on the extension of the fiber Bragg grating 506 along the sensor fiber.
  • the propagation of light within the sensor fiber or light guide 212 is thus dependent, for example, on forces, moments and mechanical stresses and temperatures at which the sensor fiber, i. E., By the action of the fiber Bragg grating 506. the optical fiber and in particular the fiber Bragg grating 506 are loaded within the sensor fiber.
  • electromagnetic radiation 14 or primary light enters the optical fiber or light guide 212 from the left, wherein a portion of the electromagnetic radiation 14 is changed as a transmitted light 16 with an electromagnetic radiation 14 compared to the electromagnetic radiation 14 Wavelength profile emerges. Further, it is possible to receive reflected light 15 at the input end of the fiber (i.e., at the end where the electromagnetic radiation 14 is also irradiated), the reflected light 15 also having a modified wavelength distribution.
  • the optical signal used for detection and evaluation may, according to the embodiments described herein, be provided by the reflected light, by the transmitted light, as well as a combination of the two.
  • FIG. 6 shows a typical measuring system for the evaluation of fiber optic and acceleration sensors.
  • the system includes an electromagnetic radiation source 602, for example, a primary light source.
  • the source serves to provide optical radiation with which at least one fiber-optic sensor element of a sensor, for example an acceleration sensor, can be irradiated.
  • an optical transmission fiber or fiber 603 is provided between the primary light source 602 and a first fiber coupler 604.
  • the fiber coupler couples the primary light into the optical fiber or light guide 212.
  • the source 602 may include, for example, a broadband light source, a laser, a light emitting diode (LED), an SLD (superluminescent diode), an ASE (amplified spontaneous emission) light source.
  • Light source or an SOA (Semiconductor Optical Amplifier).
  • multiple sources of the same or different types may also be used.
  • the fiber optic sensor element 610 such as a fiber Bragg grating (FBG) or an optical resonator, is integrated into a sensor fiber or optically coupled to the sensor fiber.
  • the reflected light from the fiber optic sensor elements is in turn passed through the fiber coupler 604, which directs the light via the transmission fiber 605, a beam splitter 606.
  • the beam splitter 606 divides the reflected light for detection by means of a first detector 607 and a second detector 608. In this case, the signal detected on the second detector 608 is first filtered with an optical edge filter 609.
  • a shift of the Bragg wavelength at the FBG or a wavelength change can be detected by the optical resonator.
  • a measuring system as shown in FIG. 6 may be provided without the beam splitter 606 and the detector 607, respectively.
  • the detector 607 allows normalization of the acceleration sensor measurement signal with respect to other intensity fluctuations, such as source intensity variations 602, reflections at interfaces between individual fibers, or other intensity variations. This standardization improves the measuring accuracy and reduces the dependence of measuring systems on the length of the optical fibers provided between the evaluation unit and the fiber-optic sensor.
  • additional optical filter devices (not shown) for the filtering of the optical signal or secondary light can be used.
  • An optical filter device 609 or additional optical filter devices may comprise an optical filter which is selected from the group consisting of a thin-film filter, a fiber Bragg grating, an LPG, an Arrayed Waveguide Grating (AWG), an echelle Grid, a grid array, a prism, an interferometer, and any combination thereof.
  • an optical filter which is selected from the group consisting of a thin-film filter, a fiber Bragg grating, an LPG, an Arrayed Waveguide Grating (AWG), an echelle Grid, a grid array, a prism, an interferometer, and any combination thereof.

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Abstract

Ein Verfahren zur Überwachung eines Windparks wird beschrieben. Das Verfahren beinhaltet das Bestimmen einer ersten Eismasse an einer ersten Windkraftanlage des Windparks; das Bestimmen von zumindest einer zweiten Eismasse an zumindest einer zweiten Windkraftanlage des Windparks; das Vergleichen einer ersten Eismasse mit einer zweiten Eismasse und Bestimmen einer primären Windkraftanlage, die als Referenz dient, und zumindest einer sekundären Windkraftanlage aus der Gruppe der ersten Windkraftanlage und der zumindest einen zweiten Windkraftanlage; das Abschalten der zumindest einen sekundären Windkraftanlage basierend auf einer ersten Eismasse der primären Windkraftanlage; und das Einschalten der zumindest einen sekundären Windkraftanlage basierend auf einer zweiten Eismasse der primären Windkraftanlage.

Description

VERFAHREN ZUR ERTRAGSERHÖHUNG EINES WINDPARKS UNTER
VEREISUNGSBEDINGUNGEN
TECHNISCHES GEBIET
[0001] Ausführungsformen der vorliegenden Offenbarung betreffen ein Verfahren zur Überwachung eines Windparks sowie eine Vorrichtung zur Überwachung eines Windparks durch ein Verfahren.
STAND DER TECHNIK
[0002] Rotorblätter von Windkraftanlagen sind den Witterungsbedingungen der Umgebung ungeschützt ausgesetzt. An bestimmten Standorten kann bei entsprechend niedrigen Umgebungstemperaturen und ausreichend hoher Luftfeuchte bzw. bei auftretendem Niederschlag Eis an den Rotorblättern angelagert werden. Mit zunehmender Größe der Rotorblätter von Windkraftanlagen nimmt deren Oberfläche zu, so dass auch die Gefahr zur Anlagerung von Eis, d. h. der Ausbildung eines Eisansatzes an den Rotorblättern, zunimmt.
[0003] Eisanlagerungen stellen einerseits eine potentielle Gefahr für die Umgebung der Windkraftanlage dar, da bei einem Abwurf des Eisansatzes - im Betrieb oder im Stillstand der Anlage - die abgeworfenen Eisstücke Personen und Gegenstände im Abwurfradius gefährden können. Andererseits kann sich insbesondere bei ungleichmäßiger Anlagerung von Eis auch eine Unwucht des Rotors der Windkraftanlage ergeben, was im Betrieb der Windkraftanlage zu Schäden führen kann. Des Weiteren kann eine andauernde Eisanlagerung zum Stoppen der Gesamtanlage führen. Dies geht normalerweise mit Ertragsverlusten und wirtschaftlichen Nachteilen einher.
[0004] Es ist bekannt, Daten einer Windkraftanlage auszuwerten, um auf die Gefahr einer bereits stattgefundenen Anlagerung von Eis zu schließen. Die DE 10 2005 016 524 AI offenbart ein Verfahren zum Erkennen von Eis an einer Windturbine, bei welchem sowohl meteorologische Bedingungen überwacht werden, die im Zusammenhang mit Vereisungszuständen stehen, und auch eine oder mehrere physikalische, charakteristische Größen der Windkraftanlage im Betrieb überwacht werden, die auf eine Massen Veränderung der Rotorblätter der Windkraftanlage schließen lassen.
[0005] Die US 2012/0226485 AI beschreibt ein Verfahren zur Vorhersage der Wahrscheinlichkeit der Bildung oder des Anwachsen von Eis an Rotorblättern von Windturbinen. Das Verfahren macht sich u.a. die historische Messung meteorologischer Daten wie Windgeschwindigkeit, Temperatur und relative Luftfeuchte zu Nutze.
[0006] In Windparks kommt es im Winter immer wieder zu Vereisungsfällen bei z.B. Rotorblättern der einzelnen Windkraftanlagen. Oftmals müssen Windkraftanlagen in Windparks daraufhin gestoppt werden. Dies führt zu Ertragsausfällen bei den Windparkbetreibern durch eine verminderte Verfügbarkeit der Anlagen.
ZUSAMMENFASSUNG DER ERFINDUNG
[0007] Ausführungsformen der vorliegenden Offenbarung stellen ein Verfahren zur Überwachung eines Windparks bereit. Ferner stellen Ausführungsformen der vorliegenden Offenbarung eine Vorrichtung zur Überwachung nach dem beschriebenen Verfahren 10 bereit.
[0008] Gemäß einer Ausführungsform wird ein Verfahren zur Überwachung eines Windparks angegeben, mit Bestimmen einer ersten Eismasse an einer ersten Windkraftanlage des Windparks; Bestimmen von zumindest einer zweiten Eismasse an zumindest einer zweiten Windkraftanlage des Windparks; Vergleichen einer ersten Eismasse mit einer zweiten Eismasse und Bestimmen einer primären Windkraftanlage, die als Referenz dient, und zumindest einer sekundären Windkraftanlage aus der Gruppe der ersten Windkraftanlage und der zumindest einen zweiten Windkraftanlage; Abschalten der zumindest einen sekundären Windkraftanlage basierend auf einer ersten Eismasse der primären Windkraftanlage; und Einschalten der zumindest einen sekundären Windkraftanlage basierend auf einer zweiten Eismasse der primären Windkraftanlage.
[0009] Gemäß einer weiteren Ausführungsform wird eine Vorrichtung eines Windparks mit einem Controller zur Steuerung von Windkraftanlagen des Windparks angegeben. KURZE BESCHREIBUNG DER ZEICHNUNGEN
[0010] Ausführungsbeispiele sind in den Zeichnungen dargestellt und in der nachfolgenden Beschreibung näher erläutert. In den Zeichnungen zeigen:
[0011] Fig. 1 schematisch einen Windpark mit beispielhaft drei Windkraftanlagen gemäß hier beschriebener Ausführungsformen;
[0012] Fig. 2A schematisch einen Teil einer Windkraftanlage mit Rotorblättern und Sensoren gemäß hier beschriebenen Ausführungsformen;
[0013] Fig. 2B schematisch ein Rotorblatt einer Windkraftanlage mit einem Sensor gemäß hier beschriebenen Ausführungsformen; [0014] Fig. 3 ein Ablaufdiagramm eines Verfahrens gemäß hier beschriebenen Ausführungsformen;
[0015] Fig. 4 ein Ablaufdiagramm eines Verfahrens gemäß hier beschriebenen Ausführungsformen;
[0016] Fig. 5 schematisch einen Lichtleiter mit einem Faser-Bragg-Gitter zur Verwendung in Sensoren gemäß hier beschriebenen Ausführungsformen;
[0017] Fig. 6 schematisch einen Messaufbau für einen faseroptischen Sensor gemäß hier beschriebenen Ausführungsformen bzw. für Verfahren zur Überwachung gemäß hier beschriebenen Ausführungsformen.
[0018] In den Zeichnungen bezeichnen gleiche Bezugszeichen gleiche oder funktionsgleiche Komponenten oder Schritte.
WEGE ZUR AUSFÜHRUNG DER ERFINDUNG
[0019] Im Folgenden wird detaillierter Bezug genommen auf verschiedene Ausführungsformen der Erfindung, wobei ein oder mehrere Beispiele in den Zeichnungen veranschaulicht sind. [0020] Die vorliegende Erfindung findet Anwendung zur Erhöhung der Verfügbarkeit einzelner Windkraftanlagen eines Windparks und zur Minimierung von Ertragsausfällen für den gesamten Windpark im Vereisungsfall.
[0021] Fig. 1 zeigt einen Windpark 10 beispielhaft bestehend aus drei Windkraftanlagen 200. Die Windkraftanlagen 200 sind, wie in Fig. 1 durch gestrichelte Linien dargestellt, unter einander vernetzt. Die Vernetzung ermöglicht eine Kommunikation, zum Beispiel eine Echtzeit-Kommunikation, zwischen den einzelnen Windkraftanlagen. Die Vernetzung ermöglicht ferner eine gemeinsame Überwachung, Steuerung und/oder Regelung der Windkraftanlagen. Zusätzlich können die Windkraftanlagen auch einzeln überwacht, gesteuert und/oder geregelt werden. Gemäß hier beschriebenen Ausführungsformen, kann ein Windpark zwei oder mehr Windkraftanlagen, insbesondere fünf oder mehr Windkraftanlagen, wie zum Beispiel zehn oder mehr Windkraftanlagen beinhalten.
[0022] Die Windkraftanlagen 200, zum Beispiel die Windkraftanlagen aus Fig. 1, bilden in ihrer Gesamtheit den Windpark 10. Der Windpark besteht aus mindestens zwei Windkraftanlagen. Die räumliche Nähe der Windkraftanlagen ermöglicht ferner die Validierung ähnlicher Umwelteinflüsse auf Windkraftanlagen des Windparks. Somit kann die Annahme getroffen werden, dass auf Anlagen des Windparks ähnliche Umwelteinflüsse in ähnlichem Ausmaß wirken. [0023] Der Windpark 10 kann gemäß einer Ausführungsform aus einer ersten Windkraftanlage und zumindest einer zweiten Windkraftanlage bestehen. Aus der Gruppe der ersten Windkraftanlage und der zumindest einen zweiten Windkraftanlage kann eine primäre Windkraftanlage bestimmt werden. Anlagen aus dieser Gruppe, die nicht zur primären Anlage bestimmt werden, sind sekundäre Windkraftanlagen. [0024] Fig. 2A zeigt beispielhaft eine Windkraftanlage 200 eines Windparks, an welchem das hierin beschriebene Verfahren zum Einsatz kommen kann. Die Windkraftanlage 200 beinhaltet einen Turm 40 und eine Gondel 42. An der Gondel 42 ist der Rotor befestigt. Der Rotor beinhaltet eine Nabe 44, an der die Rotorblätter 100 befestigt sind. Gemäß typischen Ausführungsformen hat der Rotor zumindest 2 Rotorblätter insbesondere 3 Rotorblätter. Beim Betrieb der Windkraftanlage rotiert der Rotor, d.h. die Nabe mit den Rotorblättern um eine Achse. Dabei wird ein Generator zur Stromerzeugung angetrieben. Wie in Fig. 2A dargestellt, ist zumindest ein Sensor 110 in einem Rotorblatt 100 zur Verfügung gestellt. Der Sensor ist mit einer Signalleitung mit einer Auswerteeinheit 114 verbunden. Die Auswerteeinheit 114 liefert ein Signal an eine Steuerung und/oder Regelung 50 der Windkraftanlage 200.
[0025] Im Bereich der Rotorblattspitze der Rotorblätter 100 ist ein Eisansatz 1 schematisch dargestellt. Im Rotorblatt werden mittels des Sensors 110 z.B. Vibrationen oder Beschleunigungen erfasst, der gemäß beschriebenen Ausführungsformen, als Vibrationssensor oder Beschleunigungssensor ausgestaltet sein kann. Bei dem Sensor 110 kann es sich z.B. um elektrische und/oder faseroptische Sensoren handeln. Die Sensoren können für eine Messung einer ersten Eismasse und zumindest einer zweiten Eismasse konfiguriert sein.
[0026] Fig. 2B zeigt ein Rotorblatt 100 einer Windkraftanlage. Das Rotorblatt 100 hat eine Achse 101 entlang seiner Längserstreckung. Die Länge 105 des Rotorblatts reicht von dem Blattflansch 102 zu der Blattspitze 104. Gemäß hier beschriebenen Ausführungsformen befindet sich in einem axialen bzw. radialen Bereich, das heißt einem Bereich entlang der Achse 101, ein Sensor 110.
[0027] Es ist oftmals wünschenswert, eine direkte Überwachung des Windparks zu ermöglichen, sodass auf eine Vereisung der Rotorblätter einer oder mehrerer Windkraftanlagen ohne Verzögerung reagiert werden kann. Des Weiteren ist eine autonome Überwachung und Regelung von Vorteil.
[0028] Gemäß einer Ausführungsform können Anlagen eine primäre Windkraftanlage oder sekundäre Windkraftanlagen sein. Eine primäre Windkraftanlage ist eine Referenzanlage. Im Vereisungsfall kann sich Eis u.a. an den Rotorblättern 100 anlagern. An Anlagen kann die Anlagerung von Eis bzw. der Eisansatz gemessen werden. Die Menge oder das Volumen von angelagertem Eis kann zwischen den einzelnen Anlagen, in den durch die räumliche Nähe gesetzten Grenzen, variieren.
[0029] Eine Anlagerung von Eis bzw. ein Eisansatz, wie hierin verwendet, bezeichnet eine Zunahme einer Eismasse an einem Rotorblatt im Zeitverlauf. Ferner kann eine Abnahme von Eis vorliegen. Ein Anstieg einer Eismasse kann eine Anlagerung bzw. Zunahme einer Eismasse sein, also positiv sein, oder kann eine Abnahme einer Eismasse sein, also negativ sein. Ein Vereisungsfall, wie hierin verwendet, bezeichnet das Auftreten einer Anlagerung von Eis an zumindest einer Windkraftanlage eines Windparks. [0030] Im Vereisungsfall kann die Eismasse, die sich in einem Zeitraum an den Rotorblättern von Windkraftanlagen ansetzt, bestimmt werden. Eine Bestimmung einer Eismasse setzt die Messung einer geeigneten Messgröße voraus. Die Messung erfolgt mit Hilfe von Sensoren 110. Die Messgröße kann durch Transformation in eine Systemgröße S umgewandelt werden. Die Systemgröße S wird mittelbar bestimmt. Zum Beispiel kann eine Eigenschwingung eines Rotorblattes gemessen werden
[0031] Die Systemgröße S hängt ferner mit der Masse des Rotorblattes zusammen. Alternativ oder zusätzlich hängt die Systemgröße S mit der Masse eines Eisansatzes an dem Rotorblatt zusammen. Typischerweise wird die Systemgröße S aus Messdaten von Vibrations- oder Beschleunigungsmessungen in oder an einem Rotorblatt oder mehreren der Rotorblätter erhalten. Bei Ausführungsformen wird die Messgröße im Zeitverlauf eines Erfassungszeitraums gemessen, vorzugsweise durch Messen von Vibrationen oder Beschleunigungen im Zeitverlauf des Erfassungszeitraums T. Die Messung erfolgt an oder in dem Rotorblatt.
[0032] Die Systemgröße S wird aus den Messdaten hergeleitet, vorzugsweise durch Eigenfrequenzanalyse aus den Messdaten der Vibrations- oder Beschleunigungsmessungen. Die Systemgröße S lässt auf die Masse des jeweiligen Rotorblatts bzw. der jeweiligen Rotorblätter und/oder auf die Eisansatz-Masse des jeweiligen Rotorblatts bzw. der jeweiligen Rotorblätter schließen. Die Dokumentation der Messdaten und deren Transformation kann in einem Eismassendiagramm oder in einer Eismassenkurve festgehalten werden. Bei Ausführungsformen ist die Systemgröße S proportional zur Gesamtmasse des Rotorblatts und/oder proportional zu einem zusätzlichen Massenbelag des Rotorblatts. Ein zusätzlicher Massenbelag des Rotorblatts ist ein solcher Massenbelag, der zu der Eigenmasse des Rotorblatts hinzukommt. Typischerweise ist die Systemgröße proportional zur Eismasse. [0033] Die Messung der Eisanlagerung an einem Rotorblatt erfolgt in dem Erfassungszeitraum T durch Sensoren 110. Die Messdaten können fortlaufend oder in geeigneten Abtastintervallen an der Windkraftanlage während eines Zeitraums von mehreren Tagen und/oder Stunden erfasst werden, wobei der Erfassungszeitraum T einem solchen Zeitraum entsprechen kann.
[0034] Aus einem Diagramm wie oben beschrieben, können mehrere Informationen zur Systemgröße S abgelesen werden. So kann z.B. die Eismasse zu einem bestimmten Zeitpunkt des Erfassungszeitraumes T erfasst werden. Alternativ kann zwischen zwei Zeitpunkten ti und t2 des Erfassungszeitraumes T ein Anstieg einer Eismasse in einem Diagramm bestimmt werden.
[0035] Ein Anstieg einer Eismasse, wie hierin verwendet, kann positive und negative Werte annehmen. Ein Anstieg einer Eismasse gibt Aussage über die Änderung der Menge der Eisanlagerung zu einem bestimmten Zeitpunkt tx oder in einem bestimmten Erfassungszeitraum T. Erhaltene Werte können den Vergleich von Daten verschiedener Windkraftanlagen in einem Windpark ermöglichen.
[0036] Gemäß hierin beschriebener Ausführungsformen, die mit anderen Ausführungsformen kombiniert werden können, kann bei Anlagen im Park der Verlauf der Eismassekurven überwacht werden. Eine Anlage kann einen relevanten Eismasseanstieg erfahren (Kontrolle über Anstieg der Eismassekurven). Zum Beispiel kann die Anlage mit dem größten Anstieg als primäre Windkraftanlage definiert werden. Zusätzlich oder alternative kann die Anlage mit der größten Eismasse als primäre Windkraftanlage definiert werden. Die primäre Windkraftanlage kann zur Referenz dienen. Die Anlage kann bei auftretender Vereisung auf den Parameter„Anstieg der Eismasse an laufenden Anlagen" hin überwacht werden. Alternativ oder zusätzlich kann die Anlage bei auftretender Vereisung auf den Paramater„Maximum/Höhepunkt der Vereisung" hinüberwacht werden. Übrige Anlagen im Windpark, z.B. die sekundären Windkraftanlagen, können bei Überschreitung eines Schwellenwertes der primären Windkraftanlage präventiv abgeschaltet werden. Die abgeschalteten Anlagen können bis zur Freigabe in diesem Zustand bleiben. Nach Erreichen eines Plateaus der Eismassekurve von z.B. der primären Anlage können die übrigen Anlagen wieder für den Normalbetrieb freigeschalten werden. Durch den frühen Stopp haben die abgeschalteten Anlagen typischerweise weniger Eisansatz entwickelt. Die meisten Anlagen des Windparks können deutlich vor der primären Anlage, an der ein Eismassenplateau bestimmt wird, wieder für die Energieerzeugung zur Verfügung stehen.
[0037] Fig. 3 zeigt ein Ablaufdiagramm eines Verfahrens 1000 gemäß hier beschriebener Ausführungsformen zur Überwachung des Windparks 10. [0038] In einem Schritt 1100 des Verfahrens wird eine erste Eismasse an einer ersten Windkraftanlage des Windparks bestimmt. Zusätzlich wird zumindest eine zweite Eismasse an zumindest einer zweiten Windkraftanlage des Windparks bestimmt. Es können die Eismassen der Gruppe von Windkraftanlagen eines Windparks bestimmt werden. Alternativ können die Anstiege von Eismassen der Gruppe von Windkraftanlagen bestimmt werden. Es können gemäß hier beschriebener Ausführungsformen tatsächliche Eismassen erfasst werden. Eismassen können aus Messdaten, die am oder im Rotorblatt gemessen werden, bestimmt werden. Dies kann z.B. mit Hilfe einer Eismassenkurve bzw. eines Eismassendiagramms geschehen. Die Informationen der Gruppe von Windkraftanlagen beschreiben, wie oben beschrieben, ein Verhalten der Eismasse über einen Zeitraum, indem die Messwerte erfasst werden.
[0039] In einem Schritt 1200 des Verfahrens wird eine erste Eismasse der ersten Windkraftanlage mit einer zweiten Eismasse der zumindest einer zweiten Windkraftanlage verglichen. Es können Eismassen von Windkraftanlagen eines Windparks verglichen werden. Alternativ können Anstiege einer Eismasse von Windkraftanlagen eines Windparks verglichen werden. Die Windkraftanlage, die die größte Eismasse, zum Beispiel zu einem Vergleichszeitpunkt tv verzeichnet, wird zur primären Windkraftanlage bestimmt. Alternativ wird die Windkraftanlage, die den größten Anstieg der Eismassen, zum Beispiel, zu einem Vergleichszeitpunkt ty verzeichnet, zur primären Windkraftanlage bestimmt. Anlagen, die nicht zur primären Anlage bestimmt werden, werden zu sekundären Windkraftanlagen. [0040] Der Vergleichszeitpunkt tv, wie hierin verwendet, kann z.B. ein Zeitpunkt kurz nach dem ersten Auftreten eines Vereisungsfalles an einer Windkraftanlage eines Windparks sein. Der Vergleichszeitpunkt ty kann in geeigneter Weise für einen Windpark festgelegt werden. [0041] In einem Schritt 1300 des Verfahrens wird die zumindest eine sekundäre Windkraftanlage basierend auf einer ersten Eismasse der primären Windkraftanlage abgeschaltet. Zum Beispiel kann die Eismasse der primären Anlage einen ersten Schwellenwert, z.B. einen Schwellenwert SA erreichen. Die primäre Anlage erfährt einen ersten Eisalarm. Zum Beispiel überschreitet eine Eismasse der primären Anlage dabei einen oberen Schwellenwert So, der ein Abschalten der primären Anlage zur Folge hätte, nicht. Die primäre Windkraftanlage bleibt in Betrieb und dient weiterhin als Referenz. Sekundäre Windkraftanlagen können basierend auf der primären Windkraftanlage abgeschaltet werden, zum Beispiel wenn die primäre Anlage den Schwellenwert SA erreicht. Windkraftanlagen, die nicht zur Referenzanlage bestimmt werden, können zusätzlich oder alternativ individuell abgeschaltet werden. Ein Eisalarm, das heißt ein erster Eisalarm, zum Abschalten sekundärer Anlagen kann erzeugt werden wenn eine erste Abschaltschwelle im Gradienten des Eisansatzes, z.B. im Eisansatz der primären Anlage überschritten wird. Der erste Eisalarm kann durch eine Überschreitung einer ersten Eismassenschwelle, insbesondere an der primären Anlage, erzeugt werden. Ein zweiter Eisalarm an der primären Anlage kann ein „normaler" Eisalarm sein, bei dem auch die Anlage des normalen Eisalarms selbst stehen bleibt.
[0042] Eine Bedingung für das Abschalten der Windkraftanlagen durch eine den Betrieb beeinträchtigende Menge an angelagertem Eis kann durch Schwellenwerte festgelegt werden. Eismassen von Anlagen eines Windparks können einen oberen Schwellenwert So erreichen. Eine Eismasse einer primären Windkraftanlage kann ferner einen Schwellenwert SA erreichen.
[0043] Ein oberer Schwellenwert So ist beispielsweise ein definierter oberer Grenzwert für die Menge von angelagertem Eis, z. B. die Masse und/oder das Volumen von angelagertem Eis, bei dessen Überschreiten ein sicherer Betrieb der Windkraftanlage nicht mehr zulässig oder nicht mehr möglich ist. Ein oberer Schwellenwert So kann beispielsweise empirisch ermittelt werden, oder er kann durch Bestimmungen hinsichtlich der Betriebssicherheit der Windkraftanlage vorgegeben sein. An dem Schwellenwert So wird ein Eisalarm ausgelöst. Messungen am oder im Rotorblatt können auch an Anlagen erfolgen, die nicht in Betrieb sind. Weiterhin können zusätzlich oder alternativ auch Schwellwerte für den Anstieg von Eismassen verwendet werden. [0044] Gemäß hier beschriebenen Ausführungsformen wird auf Schwellwerte Bezug genommen. Im Allgemeinen können von den Messdaten an den Windkraftanlagen, insbesondere der primären Windkraftanlage, Signale zum Abschalten bzw. Anschalten ermittelt werden. Schwellenwerte können für verschiedene Parameter festgelegt sein. Zum Beispiel können Schwellenwerte für meteorologische Daten wie z.B. Temperatur kombiniert mit Luftfeuchtigkeit vorhanden sein. Es können auch Schwellenwerte für die Eiserkennung aus Leistungskurven einer Windkraftanlage resultieren. Es können aber auch beispielweise Schwellenwerte für Rotorblattbelastungen, die z.B. an einer Blattwurzel gemessen werden, zum Beispiel mit Dehnungssensoren, existieren. [0045] Ferner kann eine weitere Bedingung für das Abschalten der Windkraftanlagen durch eine den Betrieb beeinträchtigende Menge an angelagertem Eis durch einen Schwellenwert SA, der für die Systemgröße S geeignet ist, festgelegt werden. Der Schwellenwert SA ist beispielsweise ein definierter Grenzwert für eine Menge von angelagertem Eis, z. B. der Masse und/oder des Volumens von angelagertem Eis, bei dessen Überschreiten durch ein Abschalten der betroffenen Windkraftanlagen mit hohen Ertragsverlusten des Windparks zu rechnen ist. Der Schwellenwert SA ist kleiner als der Schwellenwert So. Der Schwellenwert SA kann beispielsweise empirisch ermittelt werden.
[0046] Bei Erreichen des oberen Schwellenwertes So können die Anlagen einen zweiten Eisalarm erfahren. Bei Erreichen des Schwellenwertes SA kann die primäre Anlage einen ersten Eisalarm erfahren. Bei Erreichen des ersten Schwellenwertes SA kann die primäre Anlage ein Signal zur Abschaltung der zumindest einen sekundären Windkraftanlage bewirken.
[0047] Ein Eisalarm, wie hierin verwendet, kann durch die Überschreitung eines Schwellenwertes an einer primären oder einer sekundären Windkraftanlage des Windparks entstehen. Ein Eisalarm kann ausgelöst werden, wenn einer der Schwellenwerte So oder SA oder beide bei einer Anlage überschritten werden. Ein erster Eisalarm kann ausgelöst werden, wenn der Schwellenwert SA überschritten wird. Ein zweiter Eisalarm, ausgelöst durch Überschreitung des Schwellenwerts So, führt zur Abschaltung der Anlage, an der der Eisalarm ausgelöst wurde. Ein erster Eisalarm ausgelöst durch die Überschreitung des Schwellenwertes SA, löst ein Signal zur Abschaltung einer anderen Anlage, an der zum selben Zeitpunkt keinen Eisalarm ausgelöst ist, aus. Messungen der Eismasse, des Eisanasatzes oder der Eisanlagerung können bei abgeschalteter Anlage durchgeführt werden.
[0048] Das Abschalten oder Stoppen einer Anlage, wie hierin verwendet, ist primär als das Stoppen der Rotorblätter zu verstehen. Die Messungen an oder in den Rotorblättern können trotz stillstehender Rotorblätter andauern.
[0049] In einem Schritt 1400 des Verfahrens wird die zumindest eine sekundäre Windkraftanlage basierend auf einer zweiten Eismasse bzw. einem Anstieg der Eismasse (z.B. Plateau der Eismasse, d-h- Anstieg =0) der primären Windkraftanlage eingeschaltet. Eine zweite Eismasse einer primären Windkraftanlage kann ein Plateauphase erreichen. In einer Plateauphase oder einem Plateau steigt die Eismasse am Rotorblatt nicht an. Die Eismasse an einem Rotorblatt ist konstant. Alternativ kann die zweite Eismasse an der primären Anlage abnehmen oder der Anstieg der Eismasse an einer primären Anlage kann negativ sein. Ist ein Plateau der Eismasse erreicht oder ist der Anstieg der Eismasse negativ, können Windkraftanlagen eingeschaltet werden. Zum Beispiel können die sekundären Windkraftanlagen eingeschaltet werden.
[0050] Windkraftanlagen, die nicht zur Referenzanlage bestimmt werden, können eingeschaltet werden. Windkraftanlagen, die nicht zur Referenzanlage bestimmt werden, können alternativ individuell eingeschaltet werden. Die Gruppe der eingeschalteten Windkraftanlagen kann im Normalmodus betrieben werden. Eine Anlage, wie hierin verwendet, befindet sich im Normalmodus oder Normalbetrieb, wenn die Parameter zum Betrieb der Anlage den sonst üblichen Parametern entsprechen. Es können Windkraftanlagen, die nicht zur Referenzanlage bestimmt werden, im Normalmodus betrieben werden. Die primäre Windkraftanlage kann abgeschaltet werden. Eine Regeneration der primären Anlage kann erfolgen, bis die primäre Anlage wieder freigeschaltet wird.. Das Regenerieren der primären Anlage kann unterstützt werden, z.B. durch aktives Entfernen eines Eisansatzes was wiederum z.B. durch eine Blattheizung oder ein mechanisches „Abschütteln" des Eises erfolgen kann. Durch die Unterstützung der Regeneration kann diese beschleunigt werden.
[0051] Aus historischen Parkdaten kann abgeleitet werden, dass ein Vereisungsfall an einer Windkraftanlage umso länger andauert, je länger die Anlage zu Beginn des Vereisungsfalles in Betrieb war. Je früher die Anlagen bei einer Vereisung ausgeschaltet werden können, desto geringer ist der Gesamtausfall, da ein früheres Wiedereinschalten gewährleistet werden kann.
[0052] Ein frühzeitiges Einschalten nach einer Vereisung eines Windparks kann den Gesamtenergieertrag des Windparks unter Vereisungsbedingungen deutlich steigern. Als Negativertrag fallen die Ausfallzeiten von Anlagen bis zur Abschaltung der Referenzanlage an. Der Mehrertrag ergibt sich aus dem früheren Anfahren von Anlagen ausgenommen der Referenzanlage.
[0053] Bereits gebildete Eismasse kann in Kombination mit den Wind- und Temperaturbedingungen der Anlage im Betrieb als Nukleus für die Ausbildung von weiterem Eisansatz wirken. Stehende Anlagen sind von Vereisungsfällen zwar auch betroffen, aufgrund des geringeren Eisansatzes endet der Vereisungsfall früher. Da die sekundären Windkraftanlagen durch den frühen Stopp weniger Eisansatz entwickelt haben, steht der Großteil der sekundären Anlagen deutlich vor der Referenzanlage wieder für die Energieerzeugung zur Verfügung.
[0054] Fig. 4 zeigt ein Ablaufdiagramm eines Verfahrens 1100 gemäß hier beschriebenen Ausführungsformen.
[0055] In einem Schritt 1110 des Verfahrens wird eine erste Eismasse an einer ersten Windkraftanlage des Windparks bestimmt. Zusätzlich wird zumindest eine zweite Eismasse an zumindest einer zweiten Windkraftanlage des Windparks bestimmt. Bei Beginn einer Vereisung im Windpark steigen die Eismassekurven der Anlagen im Park an bis einer der Schwellenwerte So oder SA oder beide erreicht sind. Mit Hilfe der vom Sensor am oder im Rotorblatt durchgeführten Messungen, können Eismassen bestimmt werden, zum Beispiel als Eismassekurven bzw. Eismassendiagramme. Alternativ oder Zusätzlich können weiterer Sensoren und/oder Daten zur Bestimmung der Eismasse verwendet werden. Aus den Messungen können zu verschiedenen Vergleichszeitpunkten ty und ty' die Eismassen und/oder ein Anstieg der Eismassen zwischen verschiedenen Anlagen verglichen werden. Die Daten können ferner über einen ganzen Erfassungszeitraum T verglichen werden. [0056] In einem Schritt 1210 des Verfahrens wird eine primäre Anlage bestimmt. Die Windkraftanlagen, die nicht zur primären Anlage werden, werden sekundäre Windkraftanlagen. Die Anlage mit dem steilsten Anstieg der Eismassenkurve bleibt im Normalmodus und dient als Referenz. Bei Erreichen des Schwellenwertes SA wird an der primären Anlage ein erster Eisalarm ausgelöst. Bei Erreichen des ersten Eisalarms, zum Beispiel basieren auf einem Schwellenwert z.B. dem Schwellenwert SA, kann die primäre Anlage ein Signal zur Abschaltung der zumindest einen sekundären Windkraftanlage bewirken.
[0057] An der primären Windkraftanlage kann bei Überschreitung eines Schwellenwertes So ein zweiter Eisalarm ausgelöst werden. Die primäre Windkraftanlage kann abgeschaltet werden. Die Messung der Eismasse kann weiterhin an der primären Windkraftanlage bei Windgeschwindigkeiten von mehr als 2-3 m/s stattfinden. Die Messung der Eismasse kann über die gesamte Dauer einer Vereisung stattfinden. Die Messung kann in Intervallen durchgeführt werden, z.B. in Intervallen während derer Windgeschwindigkeiten von zumindest 2-3 m/s vorherrschen.
[0058] In einem Schritt 1310 des Verfahrens wird die zumindest eine sekundäre Windkraftanlage basierend auf einer ersten Eismasse der primären Windkraftanlage abgeschaltet. Es werden die Anlagen aus der Gruppe der ersten Windkraftanlage und zumindest einer zweiten Anlage abgeschaltet. Es können die sekundären Windkraftanlagen abgeschaltet werden. Das Abschalten kann erfolgen, zum Beispiel wenn die Eismasse der primären Anlage den Schwellenwert SA erreicht hat, bzw. wenn die primäre Anlage einen ersten Eisalarm ermittelt. Das Abschalten kann erfolgen, wenn an der primären Windkraftanlage eine erste Eismasse bestimmt wird. Eine erste Eismasse kann zu einem Zeitpunkt tv bestimmt werden. Zum Zeitpunkt tv kann der Schwellenwert SA einer ersten Eismasse an der primären Windkraftanlage erreicht sein. Typischerweise ist eine erste Eismasse zum Zeitpunkt ty und ein Anstieg einer ersten Eismasse am Schwellenwert SA, positiv. Die primäre Windkraftanlage bleibt im Normalmodus. Typischerweise lagert sich an abgeschalteten Anlagen weniger Eismasse an.
[0059] In einem Schritt 1410 des Verfahrens wird die primäre Windkraftanlage überwacht. Zusätzlich kann auch und die zumindest eine sekundäre Windkraftanlage überwacht werden. Es kann eine Eismasse überwacht werden. Es kann ein Anstieg der Eismasse überwacht werden. Das Maximum oder der Höhepunkt einer Vereisung kann abgeleitet werden. Die Eismasse oder der Anstieg einer Eismasse kann an der primären Windkraftanlage überwacht werden. Die Eismasse oder der Anstieg einer Eismasse kann zu verschiedenen Zeitpunkten und/oder über einen bestimmten Zeitraum überwacht werden. Die Eismasse oder der Anstieg der Eismasse kann ein Plateau aufweisen. Alternativ kann der Eisansatz negativ sein. Bleibt der Anstieg einer Eismasse der primären Windkraftanlage über einen gewissen Zeitraum hinweg konstant, kann der Vereisungsfall an der primären Windkraftanlage als beendet betrachtet werden.
[0060] In einem Schritt 1510 des Verfahrens wird die zumindest eine sekundäre Windkraftanlage basierend auf einer Eismasse der primären Windkraftanlage eingeschaltet. Das Einschalten der zumindest einen sekundären Windkraftanlage kann zum Beispiel erfolgen, sobald die zweite Eismasse der primären Windkraftanlage oder ein Anstieg einer zweiten Eismasse der primären Windkraftanlage ein Plateau erreicht oder negativ wird. Liegt kein weiterer Eisansatz mehr vor, können sekundäre Anlagen des Windparks wieder für den Normalbetrieb freigeschalten werden. Es kann ein automatischer Wechsel der gestoppten Anlagen in einen normalen Betriebsmodus erfolgen. Die Referenzanlage wird regeneriert. Die Zeit bis zum Stopp der Referenzanlage beträgt typischerweise nur wenige Stunden.
[0061] Typischerweise erfolgt das frühere Einschalten der gestoppten Anlagen einen halben Tag bis mehrere Tage vor dem Einschalten der Referenzanlage nach Regenration.
[0062] Das beschriebene Verfahren kann sofort Wiederanlaufen insofern weitere Vereisungen in dem Windpark stattfinden. Die Windkraftanlage, die bei einem vorhergehenden Vereisungsfall zur Referenzanlage bzw. primären Windkraftanlage bestimmt wurde, kann in ein erneutes Verfahren einbezogen sein. Zum Beispiel kann dies geschehen nachdem eine Regeneration abgeschlossen ist. Alternativ kann das Verfahren basierend auf den bisherigen sekundären Anlagen ablaufen, insbesondere falls die bisherige primäre Anlage noch einen Rest an Eisansatz aufweist. Das Verfahren kann ferner verschachtelt werden. Dies ist dann notwendig, wenn während des Abklingens einer ersten Vereisung im Windpark eine neue Vereisung stattfindet. Das beschriebene Verfahren wird dann auf den Anlagen, die nicht zur Referenzanlage im vorhergehenden Verfahren bestimmt wurden, erneut angewendet. Schritte des Verfahrens können vollautomatisiert ablaufen. [0063] Ein weiterer Aspekt bei der Überwachung von Windkraftanlagen, der mit anderen hier beschriebenen Ausführungsformen und Aspekten kombiniert werden kann, der jedoch auch unabhängig von weiteren Ausführungsformen, Aspekte und Details zur Verfügung gestellt ist, ist eine Vorrichtung zur Überwachung eines Windparks anhand der beschriebenen Ausführungsformen des Verfahrens, wobei die Vorrichtung einen Controller aufweist. Ein Controller kann bei Vernetzung einer ersten Windkraftanlage des Windparks mit zumindest einer zweiten Windkraftanlage des Windparks für alle Windkraftanlagen dienen. Der Controller kann zur gleichzeitigen und/oder individuellen Steuerung der Windkraftanlagen dienen. Der Controller kann ferner die vollautomatische Steuerung und Regelung von Anlagen in einem Windpark erlauben. Der Controller kann einer der Auswerteeinheit einer Windkraftanlage verbunden sein. Der Controller kann zum Beispiel mittels Software und/oder Hardware die Schritte eines der hier beschriebenen Verfahren ausführen.
[0064] Fig. 5 zeigt schematisch einen Lichtleiter mit einem Faser-Bragg-Gitter zur Verwendung in Sensoren gemäß hier beschriebenen Ausführungsformen.
[0065] Fig. 5 zeigt einen in einen Lichtwellenleiter integrierten Sensor bzw. einen faseroptischen Sensor 510, welche ein Faser-Bragg-Gitter 506 aufweist. Obwohl in Fig. 5 nur ein einziges Faser-Bragg-Gitter 506 gezeigt ist, ist zu verstehen, dass die vorliegende Erfindung nicht auf eine Datenerfassung aus einem einzelnen Faser-Bragg-Gitter 506 beschränkt ist, sondern dass längs eines Lichtleiters 212, einer Übertragungsfaser, einer Sensorfaser bzw. einer optischen Faser eine Vielzahl von Faser-Bragg-Gittern 506 angeordnet sein können.
[0066] Fig. 5 zeigt somit nur einen Abschnitt eines optischen Wellenleiters, welcher als Sensorfaser, optischer Faser bzw. Lichtleiter 212 ausgebildet ist, wobei diese Sensorfaser empfindlich auf eine Faserdehnung (siehe Pfeil 508) ist. Es sei hier darauf hingewiesen, dass der Ausdruck „optisch" bzw. „Licht" auf einen Wellenlängenbereich im elektromagnetischen Spektrum hinweisen soll, welcher sich vom ultravioletten Spektralbereich über den sichtbaren Spektralbereich bis hin zu dem infraroten Spektralbereich erstrecken kann. Eine Mittenwellenlänge des Faser-Bragg-Gitters 506, d.h. eine so genannte Bragg- Wellenlänge λΒ, wird durch die folgende Gleichung erhalten: λΒ = 2 · nk · Λ.
[0067] Hierbei ist nk die effektive Brechzahl des Grundmodus des Kerns der optischen Faser und Λ die räumliche Gitterperiode (Modulationsperiode) des Faser-Bragg- Gitters 506. [0068] Eine spektrale Breite, die durch eine Halbwertsbreite der Reflexionsantwort gegeben ist, hängt von der Ausdehnung des Faser-Bragg-Gitters 506 längs der Sensorfaser ab. Die Lichtausbreitung innerhalb der Sensorfaser bzw. des Lichteiters 212 ist somit durch die Wirkung des Faser-Bragg-Gitters 506 beispielsweise abhängig von Kräften, Momenten und mechanischen Spannungen sowie Temperaturen, mit der die Sensorfaser, d.h. die optische Faser und insbesondere das Faser-Bragg-Gitter 506 innerhalb der Sensorfaser beaufschlagt werden.
[0069] Wie in Fig. 5 gezeigt, tritt elektromagnetische Strahlung 14 oder Primärlicht von links in die optische Faser bzw. den Lichtleiter 212 ein, wobei ein Teil der elektromagnetischen Strahlung 14 als ein transmittiertes Licht 16 mit einem im Vergleich zur elektromagnetischen Strahlung 14 veränderten Wellenlängenverlauf austritt. Ferner ist es möglich, reflektiertes Licht 15 am Eingangsende der Faser (d.h. an dem Ende, an welchem auch das elektromagnetische Strahlung 14 eingestrahlt wird) zu empfangen, wobei das reflektierte Licht 15 ebenfalls eine modifizierte Wellenlängenverteilung aufweist. Das optische Signal, das zur Detektion und Auswertung verwendet wird, kann gemäß den hier beschriebenen Ausführungsformen durch das reflektieret Licht, durch das transmittierte Licht, sowie eine Kombination der beiden zur Verfügung gestellt werden.
[0070] In einem Fall, in dem die elektromagnetische Strahlung 14 bzw. das Primärlicht in einem breiten Spektralbereich eingestrahlt wird, ergibt sich in dem transmittierten Licht 16 an der Stelle der Bragg- Wellenlänge ein Transmissionsminimum. In dem reflektierten Licht ergibt sich an dieser Stelle ein Reflexionsmaximum. Eine Erfassung und Auswertung der Intensitäten des Transmissionsminimums bzw. des Reflexionsmaximums, oder von Intensitäten in entsprechenden Wellenlängenbereichen erzeugt ein Signal, das im Hinblick auf die Längenänderung der optischen Faser bzw. des Lichtleiters 212 ausgewertet werden kann und somit auf Kräfte bzw. Vibrationen Aufschluss gibt. [0071] Fig. 6 zeigt ein typisches Messsystem zur Auswertung von faseroptischen u.a. Beschleunigungssensoren. Das System weist eine Quelle 602 für elektromagnetische Strahlung, zum Beispiel eine Primärlichtquelle, auf. Die Quelle dient zur Bereitstellung von optischer Strahlung mit welcher mindestens ein faseroptisches Sensorelement eines Sensors, zum Beispiel eines Beschleunigungssensors, bestrahlt werden kann. Zu diesem Zweck ist eine optische Übertragungsfaser bzw. ein Lichtleiter 603 zwischen der Primärlichtquelle 602 und einem ersten Faserkoppler 604 bereitgestellt. Der Faserkoppler koppelt das Primärlicht in die optische Faser bzw. dem Lichtleiter 212. Die Quelle 602 kann zum Beispiel eine Breitbandlichtquelle, ein Laser, eine LED (light emitting diode), eine SLD (Superlumineszenzdiode), eine ASE-Lichtquelle (Amplified Spontaneous Emission- Lichtquelle) oder ein SOA (Semiconductor Optical Amplifier) sein. Es können für hier beschriebene Ausführungsformen auch mehrere Quellen gleichen oder unterschiedlichen Typs (s.o.) verwendet werden.
[0072] Das faseroptische Sensorelement 610, wie zum Beispiel ein Faser-Bragg-Gitter (FBG) oder ein optischer Resonator, ist in eine Sensorfaser integriert bzw. an die Sensorfaser optisch angekoppelt. Das von den faseroptischen Sensorelementen zurückgeworfene Licht wird wiederum über den Faserkoppler 604 geleitet, welcher das Licht über die Übertragungsfaser 605 einen Strahlteiler 606 leitet. Der Strahlteiler 606 teilt das zurückgeworfene Licht zur Detektion mittels eines ersten Detektors 607 und eines zweiten Detektors 608. Hierbei wird das auf dem zweiten Detektor 608 detektierte Signal zunächst mit einem optischen Kantenfilter 609 gefiltert.
[0073] Durch den Kantenfilter 609 kann eine Verschiebung der Braggwellenlänge am FBG bzw. eine Wellenlängenänderung durch den optischen Resonator detektiert werden. Im Allgemeinen kann ein Messsystem, wie es in Fig. 6 dargestellt ist, ohne den Strahlteiler 606 bzw. den Detektor 607 zur Verfügung gestellt sein. Der Detektor 607 ermöglicht jedoch eine Normierung des Messsignals des Beschleunigungssensors in Bezug auf anderweitige Intensitätsfluktuationen, wie zum Beispiel Schwankungen der Intensität der Quelle 602, Schwankungen durch Reflexionen an Schnittstellen zwischen einzelnen Lichtleitern, oder andere Intensitätsschwankungen. Diese Normierung verbessert die Messgenauigkeit und reduziert die Abhängigkeit von Messsystemen von der Länge der zwischen der Auswerteeinheit und dem faseroptischen Sensor zur Verfügung gestellten Lichtleiter. [0074] Insbesondere bei der Verwendung von mehreren FBGs können zusätzliche optische Filtereinrichtungen (nicht dargestellt) für die Filterung des optischen Signales bzw. Sekundärlichts verwendet werden. Eine optische Filtereinrichtung 609 bzw. zusätzliche optische Filtereinrichtungen können einen optischen Filter umfassen, der gewählt ist aus der Gruppe, welche besteht aus einem Dünnschichtfilter, einem Faser-Bragg-Gitter, einem LPG, einem Arrayed-Waveguide-Grating (AWG), einem Echelle-Gitter, einer Gitteranordnung, einem Prisma, einem Interferometer, und jedweder Kombination davon.
[0075] Obwohl die vorliegende Erfindung vorstehend anhand typischer Ausführungsbeispiele beschrieben wurde, ist sie darauf nicht beschränkt, sondern auf vielfältige Weise modifizierbar. Auch ist die Erfindung nicht auf die genannten Anwendungsmöglichkeiten beschränkt. Es sei ferner an dieser Stelle darauf hingewiesen, dass die hierin beschriebenen Aspekte und Ausführungsformen angemessen miteinander kombinierbar sind, und dass einzelne Aspekte dort weggelassen werden können, wo es im Rahmen des fachmännischen Handelns sinnvoll und möglich ist. Abwandlungen und Ergänzungen der hierin beschriebenen Aspekte sind dem Fachmann geläufig.

Claims

PATENTANSPRÜCHE
1. Verfahren zur Überwachung eines Windparks, umfassend:
Bestimmen einer ersten Eismasse an einer ersten Windkraftanlage des Windparks;
Bestimmen von zumindest einer zweiten Eismasse an zumindest einer zweiten Windkraftanlage des Windparks;
Vergleichen eines ersten Anstiegs der ersten Eismasse mit einem zweiten Anstieg der zweiten Eismasse und Bestimmen einer primären Windkraftanlage, die als Referenz dient, und zumindest einer sekundären Windkraftanlage aus der Gruppe der ersten Windkraftanlage und der zumindest einen zweiten Windkraftanlage;
Abschalten der zumindest einen sekundären Windkraftanlage basierend auf einer Messung der primären Windkraftanlage; und
Einschalten der zumindest einen sekundären Windkraftanlage basierend auf einer Messung der primären Windkraftanlage.
2. Verfahren nach Anspruch 1, wobei zur Bestimmung der primären Windkraftanlage die primäre Windkraftanlage einen größeren Anstieg einer Eismasse oder eine größere Eismasse als die zumindest eine sekundäre Windkraftanlage aufweist.
3. Verfahren nach einem der vorangegangen Ansprüche, wobei an der primären
Windkraftanlage ein erster Eisalarm ausgelöst wird. Verfahren nach Anspruch 3, wobei der erste Eisalarm der primären Windkraftanlage ein Signal für das Abschalten der zumindest einen sekundären Windkraftanlage bewirkt.
Verfahren nach Anspruch 4, wobei ein zweiter Eisalarm ausgelöst wird, der ein Abschalten der Anlage bewirkt, an der der zweite Eisalarm ausgelöst wird.
Verfahren nach einem der vorangegangen Ansprüche, wobei die Eismasse der primären Windkraftanlage über die gesamte Dauer einer Vereisung an der primären Windkraftanlage gemessen wird.
Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 6, wobei das Einschalten der zumindest einen sekundären Windkraftanlage erfolgt, sobald eine Eismasse der primären Windkraftanlage ein Plateau erreicht oder ein Anstieg der Eismasse der primären Windkraftanlage negativ wird.
Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 7, wobei das Verfahren bei Auftreten eines weiteren Vereisungsfalles wiederanläuft, insbesondere wobei die Referenzanlage des vorherigen Vereisungsfalles einbezogen wird insofern die Referenzanlage regeneriert ist.
Verfahren nach einem der vorangegangen Ansprüche, wobei elektrische und/oder faseroptische Sensoren für eine Messung der ersten Eismasse und zumindest der zweiten Eismasse verwendet werden. Vorrichtung zur Überwachung eines Windparks, umfassend: einen Controller zur Steuerung von Windkraftanlagen des Windparks, Schritte gemäß einem der Verfahren gemäß Ansprüchen 1 bis 9 ausführt.
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