JP2015519516A - 風力発電装置、および風力発電装置またはウィンドパークの制御方法 - Google Patents

Abstract

【課題】風力発電装置の周囲の風条件ないし気象学的特性値に良好に適応することのできる風力発電装置、および風力発電装置またはウィンドパークの制御ないし調整方法を提供する。【解決手段】ナセル（１０４）と、ロータ（１０６）と、スピナ（１１０）と、風データおよび／または気象データまたは風力発電装置（１００）の前方および／または後方の風場に関する情報を検出するために、マイクロ波および／またはレーダ波を送信し、当該マイクロ波および／またはレーダ波の反射を検出する第１および／または第２のマイクロ波技術および／またはレーダ技術−測定ユニット（１１００，１２００）と、風力発電装置の稼働を、前記第１および／または第２の測定ユニット（１１００，１２００）により検出されたデータに応じて制御する制御器（３００）と、を有する風力発電装置（１００）であって、前記第１および／または第２のマイクロ波技術および／またはレーダ技術−測定ユニット（１１００，１２００）は、前記ナセル（１０４）および／または前記スピナ（１１０）上に配置されている風力発電装置。【選択図】図１

Description

本発明は、風力発電装置、および風力発電装置またはウィンドパークの制御ないし調整方法に関する。

風力発電装置を制御ないし調整するためには、例えば風速ないし気象学的特性値のような変数が既知であると有利である。風条件の変数をより良好かつより正確に測定すれば、風力発電装置をこれらの変数により良好に調節することができる。

特許文献１は、ＳＯＤＡＲ（SOnic Detection And Ranging）システムに基づく風力発電装置用の早期警報システムを開示する。このＳＯＤＡＲシステムは、風力発電装置のナセルに取り付けられており、風力発電装置のロータの前方領域を検出する。ＳＯＤＡＲシステムによって風力発電装置の前方の風条件を検出することができ、風力発電装置の制御ないし調整を相応に適応することができる。

特許文献２は、風力発電装置と、風ベクトルを検出するために別個に配置されたレーザユニットとを開示する。

特許文献３は、風力発電装置を制御するためのシステムを開示する。光検出および測距装置ＬＩＤＡＲ（LIght Detection And Ranging）によって風力発電装置の前方の風速が、送出された光の反射ないし散乱によって検出され、風力発電装置が相応に制御される。

特許文献４は、レーダシステムを備える飛行機用の氷検出システムを開示する。

特許文献５は、レーダユニットを備える雹嵐（Hagelsturm）検出方法を開示する。このレーダユニットは雹嵐を検出および追跡するために使用される。雹嵐が検出される場合には、警報信号が形成され、ロータブレードの位置を相応に変更することができる。

ＥＰ１４３２９１１Ｂ１ ＪＰ２００２−１５２９７５Ａ ＥＰ１７７０２７８Ａ２ ＵＳ６，１６６，６６１ ＵＳ２００２／００６７２７４Ａ１

本発明の課題は、風力発電装置の周囲の風条件ないし気象学的特性値に良好に適応することのできる風力発電装置、および風力発電装置またはウィンドパークの制御ないし調整方法を提供することである。

この課題は、請求項１による風力発電装置、および請求項５による風力発電装置またはウィンドパークの制御方法によって解決される。

したがって風力発電装置には、ナセル、ロータ、スピナ、マイクロ波および／またはレーダ波を送信し、マイクロ波および／またはレーダ波の反射を検出するための第１および／または第２のマイクロ波技術および／またはレーダ技術−測定ユニットが設けられており、これにより風データおよび／または気象データまたは風力発電装置の前方および／または後方の風場（ないし風フィールド、Windfeld）に関する情報を検出する。風力発電装置は同様に制御器を有し、この制御器は、風力発電装置の稼働を、第１および／または第２の測定ユニットにより検出されたデータに応じて制御する。第１および／または第２のマイクロ波技術および／またはレーダ技術−測定ユニットは、ナセルおよび／またはスピナ上に配置されている。

本発明は、風力発電装置のナセルまたはスピナ（風力発電装置の回転部分）の領域に測定ユニットを設け、この測定ユニットがマイクロ波技術ないしレーダ技術によって風力発電装置の前方および／または後方における風条件ないし気象学的条件を検出する、という基本的考えに基づくものである。測定ユニットにより検出された風データおよび／または気象データは、風力発電装置の制御部にさらに伝送することができる。風力発電装置の制御は、フィードフォワード原理（Feed-Forward-Prinzip）に基づくことができる。したがって風力発電装置の稼働は、測定ユニットにより検出された風データに基づいて適応することができ、これにより例えば収率を最大にし、または風力発電装置への負荷を最小にすることができる。

マイクロ波技術ないしレーダ技術−測定ユニットによって、乱気流（Turbulenzen）、斜め流入（Schraeganstroemung）、後流（Nachlaufstroemung）、ウィンドシアー、風向の変化（Windveer）、風向および／または風速を決定することができる。

本発明によれば、測定ユニットにより検出された風データを、風力発電装置の状態監視のために使用することができ、風力発電装置のモデルを相応に適応することができる。

本発明によれば、測定ユニットにより検出された風データを、ウィンドパークにおける風力発電装置の制御のために使用することができる。

本発明のさらなる一視点によれば、風データをロータブレードの構造監視のために使用することができる。

気象学的特性量は、例えば風速（例えばその水平成分を伴う）、風速プロフィール（ウィンドシアー）のような導出されたパラメータ、乱気流、標準偏差／平均風速、斜め流入（垂直成分を伴う風速）、風向、ロータ円形面（Rotorkreisflaeche）上での風回転プロフィール（風向の変化）、空気圧、空気温度、空気湿度、空気密度、降水形態、曇り空、視界および／または全太陽光線（Globalstrahlung）とすることができる。

本発明のさらなる構成は従属請求項の対象である。

本発明の利点および実施例を以下、図面を参照して詳細に説明する。

第１実施例による風力発電装置の概略図である。 第２実施例による風力発電装置の概略図である。 第３実施例による風力発電装置のフィードフォワード制御器の概略図である。 第４実施例による風力発電装置における状態監視部の概略図である。 第５実施例による風力発電装置のモデルの最適化の概略図である。 第６実施例によるウィンドパークの概略的ブロック回路図である。 第７実施例による中央ウィンドパーク制御部の概略図である。 第８実施例による風力発電装置の概略図である。 第９実施例による風力発電装置の概略図である。 本発明による風力発電装置の概略図である。 本発明による風力発電装置の概略図である。 本発明による風力発電装置の概略図である。 本発明による風力発電装置のための複数の測定フィールドの概略図である。

風構造の予測により、風に起因する風力発電装置の、とりわけ風力発電装置のロータの、空気力学的負荷を低減することができる。ここでは例えばロータブレードの設定角（ピッチ角）を相応に変更することができる。例えば本発明のマイクロ波技術ないしレーダ技術−測定ユニットによって、風構造を予測することにより、収率最適化、音響最適化および構造監視等でさえも、風力発電装置に対しても、複数の風力発電装置のウィンドパークに対しても実行することができる。

図１は、第１実施例による風力発電装置１００の概略図を示す。図１には、タワー１０２とナセル１０４を備える風力発電装置１００が示されている。ナセル１０４には、３つのロータブレード１０８とスピナ１１０を備えるロータ１０６が配設されている。ロータ１０６は稼働時に風によって回転運動され、これによりナセル１０４内の発電機を駆動する。ロータブレード１０８の設定角（ピッチ角）は調整可能である。ナセル１０４にはマイクロ波ないしレーダ技術−測定ユニット１１００を設けることができ、および／またはスピナ１１０にも同様にさらなるマイクロ波および／またはレーダ技術−測定ユニット１２００を設けることができる。これら測定ユニット１１００，１２００は、風力発電装置１００の前方の風条件（測定ユニット１２００の場合）または風力発電装置１００の前方と後方の風条件を（測定ユニット１１００により）検出するために用いられる。

図２は、第２実施例による風力発電装置の概略図である。図２による風力発電装置（第２実施例）は、図１の第１実施例による風力発電装置に対応するものとすることができる。風力発電装置のナセル１０４には、マイクロ波ないしレーダ技術−測定ユニット１１００が設けられている。測定ユニット１１００は、レーダ波および／またはマイクロ波を送信し、このレーダ波ないしマイクロ波の反射を検出することができ、そこから風力発電装置の前方および後方における風条件および／または気象学的条件に関する認識を導出する。とりわけナセル１０４（すなわち発電装置の非回転部分）上に測定ユニット１１００を配置することにより、風条件を風力発電装置１００の前方でも後方でも検出することができる。風力発電装置１００の後方の風条件も重要であり得る。なぜならこれは、とりわけ運動エネルギーをロータブレード１０８の回転運動に変換する効率についての情報を提供することができるからである。

マイクロ波ないしレーダ技術−測定ユニット１２００が風力発電装置１００のスピナ１１０上に設けられている場合、風力発電装置の前方の風条件を検出することができる。第２実施例によれば、乱気流（Turbulenzen）、斜め流入（Schraeganstroemung）、後流（Nachlaufstroemung）、ウィンドシアー、風向の変化（Windveer）、風向および風速を測定ユニット１１００，１２００および制御器３００により検出することができる。ここで風向の変化（Windveer）とは、高さを基準にする風向の回転であり、ウィンドシアーは高さを基準にする風プロフィール（Windprofil）である。これらの測定量は測定ユニット１１００，１２００によって検出することができ、風力発電装置の制御部にさらに伝送され、この制御部は風力発電装置の制御規則を相応に適応することができる。

図３は、第３実施例による風力発電装置のフィードフォワード制御器３３０の概略図を示す。第３実施例による風力発電装置１００は、第１および第２実施例による風力発電装置１００に基づくものとすることができる。とりわけ図３には、風力発電装置の制御器３００が示されている。さらに第３実施例による風力発電装置１００は、マイクロ波技術ないしレーダ技術−測定ユニット１１００または１２００を有する。測定ユニット１１００，１２００により検出されたデータは、制御器３００のデータ処理ユニット３２０で処理することができる。風力発電装置１００の制御器３００は、フィードフォワード制御器３３０，区間（システム）モデルユニット（Streckenmodelleinheit）３７０，擾乱モデルユニット（Stoermodelleinheit）３４０，コントローラ３５０および回転数制御回路３８０を有することができる。

測定ユニット１２００により検出された風場データ（Windfelddaten）ないし風データおよび／または気象データから、風場における擾乱作用（Stoereffekte）に対して特徴的なパラメータを決定することができる。擾乱（Stoerungen）が前もって既知であれば、フィードフォワード制御によって擾乱作用に対抗作用することができる。測定ユニット１２００は、すでに上に述べたように風速、風向、風向の変化、ウィンドシアー、後流、乱気流および／または斜め流入を検出することができる。擾乱モデルユニット３４０には擾乱特性が記憶されており、区間（システム）モデルユニット３７０には風力発電装置のモデルが記憶されている。

測定ユニット１２００の測定データに基づいて、調整量ｉ_ＧＦ（ｓ）の方向を検出することができる。これはフィードフォワード制御器３３０で行うことができる。擾乱モデルユニット３４０では、プロセス出力端への擾乱量のマッピング（ないし画像表示、Abbildung）をモデル化することができる。擾乱モデルユニット３４０により、擾乱量補償を実行することができる。擾乱量の補償は、フィードフォワード制御（見込み制御）によるロータブレードの設定角を介して行うことができる。設定角の調整の代わりにまたはそれに加えて、ロータブレードのプロフィール変更（すなわちピッチ調整のためにロータブレードを能動的に変更する）を実行することができる。最適化目的をマッピングするための制御規則を調整可能性に適応するために、制御器３５０が用いられる。制御器３５０には、設定角および他の設定量のための変更規則を設けることができる。

擾乱伝達関数を改善するために、風力発電装置の現場における風構造および気象学的特性を参照して利用することができる。

フィードフォワード制御器３３０を最適化するために、伝達関数Ｆ（ｓ）の適応を任意選択として行うことができる。言い替えると伝達関数Ｆ（ｓ）のパラメータは、データ処理ユニット３２０で処理された、測定ユニット１２００ないし１１００の測定データに基づいて適応することができる。これにより擾乱量の適応的補償が可能になる。

図４は、第４実施例による風力発電装置における状態監視部の概略図である。第４実施例によれば、測定ユニット１１００，１２００の測定データは、風力発電装置もしくはその部分の状態監視ユニット４１０のために使用することができる。風力発電装置の状態監視ユニット４１０は、とりわけ装置停止時間を低減するために必要である。さらに状態監視は、風力発電装置のさらなる開発のために使用することができる。状態監視は、風力発電装置のロータブレード、ナセル、ロータおよび／またはタワーのためにも使用することができる。

測定ユニット１１００，１２００の測定データは、風データ記憶ユニット４３０に記憶することができる。ブレード負荷測定ユニット４７０により、ロータブレード１０８の実際の負荷を検出することができる。風データ記憶ユニット４３０に記憶された風データは風力発電装置モデルユニット４２０に供給され、このモデルユニットはデータをモデルに挿入する。比較ユニット４６０では、モデルユニット４２０の出力信号がブレード負荷測定ユニット４７０の出力信号を比較される。偏差が検出できない場合、このモデルは実際の風力発電装置に相当する。しかし偏差が存在する場合、このことは、モデルユニット４２０に記憶されたモデルが実際のものと一致しないことを指示する。状態観察ユニット４５０では、測定ユニット１１００，１２００により検出された風データをモデル状態評価のために使用することができる。評価された状態に基づいて、このロータブレード１０８の実際の構造状態を再現することができる。

検出されたブレード負荷とモデルにより求められたブレード負荷との比較の際に、相違が存在することが判明する場合、ウィンドパーク位置についての理論的負荷モデル仮説を適応することができる。このことは適応規則ユニット４４０で行うことができる。適応はオンラインでも、オフラインでも行うことができる。

風力発電装置の運転開始時に、負荷仮説を測定ユニット１１００，１２００の測定結果によって検査することができる。検出された測定値とモデルによって決定された値との間の偏差が過度に大きい場合、制御規則ユニット４８０において負荷最適化のための変更を行うことができる。このことは、コスト、音響最適化、および収率最適化の観点で有利であり得る。

図５は、第５実施例による風力発電装置のモデルの最適化の概略図である。図５では、ロータブレード１０８の負荷の監視は度外視して（それとは別に）、監視ユニット５７０がロータ１０６とタワー１０２の負荷を監視することができる。そのためにロータおよび／またはタワー負荷監視ユニット５７０、最適化ユニット５２０（図示省略）および任意選択として制御規則ユニット５８０が設けられている。ここで負荷技術的な最適化は、図４で述べたように行うことができる。

さらに負荷および／または収率最適化ないし音響最適化は、ただ１つの風力発電装置のためだけでなく、複数の風力発電装置を備えるウィンドパークにためにも行うことができる。この場合、局所的な風状況もウィンドパークトポロジー（風力発電装置の数、風力発電装置の配向ないし配置、風力発電装置間の間隔）も考慮される。

図６は、第６実施例によるウィンドパークの概略的ブロック回路図を示す。図６に図示した状況では、ウィンドパークが複数の風力発電装置６１１，６１２，６１３を有することができ、ここで風力発電装置の少なくとも１つはマイクロ波技術ないしレーダ技術−測定ユニット１１００，１２００を有する。風測定の結果は、中央ウィンドパークデータ記憶ユニット６２０にさらに伝送することができる。

ウィンドパーク計算器６１０は、ウィンドパークデータ記憶ユニット６２０と接続することができる。ウィンドパーク計算器６１０はさらにそれぞれの風力発電装置と接続することができ、これを制御することができる。ウィンドパークの個々の風力発電装置の制御は、音響最適化、収率最適化および／または負荷最適化に基づくことができる。

第６実施例によるそれぞれの風力発電装置には、第３実施例によるフィードフォワード制御器を設けることができる。これに加えてまたはその代わりに、ウィンドパーク計算器６１０に、例えば第３実施例によるフィードフォワード制御器を実現することもできる。フィードフォワード制御器に対する入力信号として、風力発電装置上にある測定ユニット１１００，１２００の少なくとも風データが用いられる。しかし好ましくは、全ての風力発電装置の測定ユニット１１００，１２００の風データが共に考慮される。さらにウィンドパーク計算器６１０は、負荷が風力発電装置（複数）１００に均等に分散されるように風力発電装置（複数）１００を制御するよう構成することができる。

図７は、第７実施例による中央ウィンドパーク制御部を概略的に示す。図７には、複数の風力発電装置７１１〜７２６が示されており、これらは中央ウィンドパーク計算器７１０と接続されている。ウィンドパーク計算器７１０はさらに、ウィンドパークデータ記憶ユニット７２０と接続されている。隣接する風力発電装置までの距離は、ΔｘないしΔｙである。

図８は、第８実施例による風力発電装置の概略図である。図８には、タワー１０２、ナセル１０４、および第１および／または第２のマイクロ波ないしレーダ測定ユニット１１００，１２００を備える風力発電装置１００が示されている。第１および／または第２の測定ユニットは、ロータブレード１０８を計測するために使用することができる。ロータブレード測定ユニット８１０では第１および／または第２の測定ユニット１１００，１２００の測定データから、ロータブレードの（可撓性）曲がりライン（ないし弾性曲線、Biegelinie）、表面腐食、ブレード角、ブレード状態、ブレードの捻れ、および氷識別を求めることができる。

図９は、第９実施例による風力発電装置の概略図である。風力発電装置のロータブレード１０８は、ロータブレード測定ユニット９１０によって計測される。ロータブレード測定ユニット９１０の結果は、アルゴリズムユニット９２０に供給される。さらにオフライン知識ユニット９３０からのデータも同様にアルゴリズムユニット９２０に供給される。アルゴリズムユニット９２０の出力信号は、制御規則ユニット９４０に供給することができる。

本発明によれば、風力発電装置の１つにより形成される乱気流（Verwirbelung）をウィンドパークにおいて低減することができ、これにより隣接する風力発電装置までの間隔を低減することができる。

本発明によれば、後方域（Nachfeld）の検出の際に風力発電装置は、隣接ないし後続の風力発電装置の出力が最適化されるように、ないしはウィンドパークの風力発電装置（複数）の全出力が最適化されるように稼働される。

本発明のさらなる一視点によれば、上記の風力発電装置１００とマイクロ波技術および／またはレーダ技術−測定ユニット１１００，１２００により、これらによってロータブレードを計測することよりブレード計測を行うことができる。

本発明のさらなる一視点によれば、ロータブレードだけでなく、マイクロ波技術および／またはレーダ技術−測定ユニットによって、風力発電装置が常に装置の現在の状態を知るように風力発電装置の他の部分も検出し測定することができる。マイクロ波技術および／またはレーダ技術−測定ユニットによって、腐食（Erosion）（目標状態からの偏差）および／またはロータブレードでの着氷を識別することができる。本発明のマイクロ波技術および／またはレーダ技術−測定ユニットによって、腐食ないし着氷だけでなく、腐食および着氷の位置も決定することができる。

図１０は、本発明による風力発電装置の概略図である。ここには風力発電装置１００のナセル１０４および２つのロータブレード１０８が図示されている。さらに本発明の測定ユニット１１００がナセル上に設けられており、開口角αの測定フィールドを放射する。本発明の測定ユニット１１００からの距離ｘ１，ｘ２に依存して、測定面の面積が拡大する。

図１１は、本発明による風力発電装置の概略図である。ナセル１０４上には本発明の測定ユニット１１００を、例えば２ｍの高さ（またはそれより大）で配置することができる。本発明の測定ユニット１１００は、これが風力発電装置の前方の風場を測定できるようにするため、ナセル１０４上に最小の高さを有していなければならない。

任意選択で本発明のさらなる測定ユニット１２００を、風力発電装置のロータ１０６に設けることができる。この場合、ロータ１０６の幾何学的形状を、測定ユニットの取り付けのために使用することができる。本発明により記載したように、測定ユニット１２００がロータ１０６上に配置されている場合、ロータブレード通過による（本発明の測定ユニット１１００の場合に存在するような）遮断（影に入って遮断されること）を回避することができる。

図１２は、本発明による風力発電装置のさらなる概略図である。風力発電装置は、本発明の測定ユニット１１００および／または１２００を有することができる。それぞれの開口角α１，α２およびα３のそれぞれの開口を選択することにより、図示のように、測定面Ａ１、Ａ２，Ａ３が同じ大きさないし同じ面積を有することを保証することができる。

図１３は、本発明の風力発電装置のための複数の測定フィールドを概略的に示す。複数の測定フィールドＡ１，Ａ２，Ａ３を使用することにより、それぞれの測定フィールドＡ１，Ａ２，Ａ３内の測定値も、それぞれの測定点の間の測定値も検出することができる。これにより、風力発電装置の前方と後方で風場のより正確な検出を行うことができる。本発明によれば、開口角αによって風ベクトルＷ１２を計算できるようにするためには、少なくとも２つの測定点Ｍ１，Ｍ２が存在しなければならない。１つの測定点だけでは、測定経路に沿った風速を検出できるだけである。測定点間の間隔は、ブレード先端の方向に向かって縮小される。すなわちブレード外側領域ではより高い分解能が可能になる。ここで、ちょうどブレード外側領域では、ロータ軸までの距離によってブレード曲げモーメントが形成され得、このブレード曲げモーメントは検出することができることを述べておく。

１００ 風力発電装置
１０２ タワー
１０４ ナセル
１０６ ロータ
１０８ ロータブレード
１１０ スピナ
１１００，１２００ 測定ユニット
３００ 風力発電装置の制御器
３２０ データ処理ユニット
３３０ フィードフォワード制御器
３４０ 擾乱モデルユニット（Stoermodelleinheit）
３５０ コントローラ（制御器）
３７０ 区間（システム）モデルユニット（Streckenmodelleinheit）
３８０ 回転数制御回路
４１０ 状態監視ユニット
４２０ 風力圧電装置モデルユニット
４３０ 風データ記憶ユニット
４４０ 適応規則ユニット
４５０ 状態観察ユニット
４６０ 比較ユニット
４７０ ブレード負荷測定ユニット
４８０ 制御規則ユニット
５２０ 最適化ユニット
５７０ ロータおよび／またはタワー負荷監視ユニット
５８０ 制御規則ユニット
６１０ ウィンドパーク計算器
６１１，６１２，６１３ 風力発電装置
６２０ 中央ウィンドパークデータ記憶ユニット
７１０ ウィンドパーク計算器
７１１〜７２６ 風力発電装置
７２０ ウィンドパークデータ記憶ユニット
８１０ ロータブレード測定ユニット
９１０ ロータブレード測定ユニット
９２０ アルゴリズムユニット
９３０ オフライン知識ユニット
９４０ 制御規則ユニット
α１，α２、α３ 開口角
Ａ１，Ａ２，Ａ３ 測定面（測定フィールド）

この課題は、請求項１による風力発電装置、および請求項５による風力発電装置またはウィンドパークの制御方法によって解決される。
すなわち本発明によれば、次の形態が得られる。
（形態１）ナセルと、ロータと、スピナと、風力発電装置の前方および／または後方の風データおよび／または気象データまたは風場に関する情報を検出するために、マイクロ波および／またはレーダ波を送信し、当該マイクロ波および／またはレーダ波の反射を検出する第１および／または第２のマイクロ波技術および／またはレーダ技術−測定ユニットと、風力発電装置の稼働を、前記第１および／または第２の測定ユニットにより検出されたデータに応じて制御する制御器と、を有する風力発電装置であって、前記第１および／または第２のマイクロ波技術および／またはレーダ技術−測定ユニットは、前記ナセルおよび／または前記スピナ上に配置されている、風力発電装置が提供される。
（形態２）前記制御器は、フィードフォワード制御に基づいており、前記第１および／または第２の測定ユニットによって検出された風データを、フィードフォワード制御のために使用することが好ましい。
（形態３）前記第１および／または第２の測定ユニットは、風力発電装置の前方および／または後方の斜め流入（Schraeganstroemung）、後流（Nachlaufstroemung）、ウィンドシアー、風向の変化（Windveer）、風向および／または風速を検出するように構成されていることが好ましい。
（形態４）前記制御器は、モデルユニットを有し、前記第１および／または第２の測定ユニットにより検出された風データは、前記モデルユニットに供給され、モデル形成の結果が、前記モデルユニットにおいて、実際に検出された風力発電装置のパラメータと比較されることが好ましい。
（形態５）ウィンドパークにある１つまたは複数の風力発電装置の制御方法であって、前記風力発電装置の少なくとも１つは、ナセル、スピナおよびロータを有し、さらに風力発電装置の前方および／または後方の風データおよび／または気象データを検出するために第１および／または第２のマイクロ波技術ないしレーダ技術−測定ユニットを有し、前記第１および／または第２のマイクロ波技術および／またはレーダ技術−測定ユニットは、前記ナセルおよび／または前記スピナ上に配置されており、少なくとも１つの風力発電装置を、前記第１および／または第２の測定ユニットによって検出された風データに基づいて制御するステップを有する、制御方法が提供される。
（形態６）とりわけ前記形態１から４のいずれかに記載の風力発電装置を複数備えるウィンドパークであって、前記風力発電装置の１つは、第１および／または第２のマイクロ波技術および／またはレーダ技術−測定ユニットを有し、当該測定ユニットは、風力発電装置の後方の風場の測定を行うように構成されており、前記風力発電装置の制御部は、複数の風力発電装置を備えるウィンドパーク全体の出力を、測定された前記風場に応じて最適化するために、風力発電装置の稼働を最適化し、風力発電装置の稼働に介入するように構成されている、ウィンドパークが提供される。
（形態７）さらに少なくとも２つのロータブレードを前記ロータに有し、前記第１および／または第２のマイクロ波技術および／またはレーダ技術−測定ユニットは、前記ロータブレードをマイクロ波および／またはレーダ波によって測定するように構成されていることが好ましい。
（形態８）前記第１または第２のマイクロ波技術および／またはレーダ技術−測定ユニットは、前記ロータブレードにおける腐食および／または着氷を検出するように構成されていることが好ましい。
なお、特許請求の範囲に付記した図面参照番号はもっぱら理解を助けるためであり、図示の態様に限定することを意図するものではない。

Claims (8)

1. ナセル（１０４）と、
   ロータ（１０６）と、
   スピナ（１１０）と、
   風力発電装置（１００）の前方および／または後方の風データおよび／または気象データまたは風場に関する情報を検出するために、マイクロ波および／またはレーダ波を送信し、当該マイクロ波および／またはレーダ波の反射を検出する第１および／または第２のマイクロ波技術および／またはレーダ技術−測定ユニット（１１００，１２００）と、
   風力発電装置の稼働を、前記第１および／または第２の測定ユニット（１１００，１２００）により検出されたデータに応じて制御する制御器（３００）と、
   を有する風力発電装置（１００）であって、
   前記第１および／または第２のマイクロ波技術および／またはレーダ技術−測定ユニット（１１００，１２００）は、前記ナセル（１０４）および／または前記スピナ（１１０）上に配置されている、風力発電装置。
2. 前記制御器は、フィードフォワード制御に基づいており、前記第１および／または第２の測定ユニット（１１００，１２００）によって検出された風データを、フィードフォワード制御のために使用する、請求項１に記載の風力発電装置。
3. 前記第１および／または第２の測定ユニット（１１００，１２００）は、風力発電装置の前方および／または後方の斜め流入（Schraeganstroemung）、後流（Nachlaufstroemung）、ウィンドシアー、風向の変化（Windveer）、風向および／または風速を検出するように構成されている、請求項１または２に記載の風力発電装置。
4. 前記制御器（３００）は、モデルユニット（３７０）を有し、前記第１および／または第２の測定ユニット（１１００，１２００）により検出された風データは、前記モデルユニット（３７０）に供給され、モデル形成の結果が、前記モデルユニット（３７０）において、実際に検出された風力発電装置のパラメータと比較される、請求項１から３のいずれか一項に記載の風力発電装置。
5. ウィンドパークにある１つまたは複数の風力発電装置（１００）の制御方法であって、
   前記風力発電装置（１００）の少なくとも１つは、ナセル（１０４）、スピナ（１１０）およびロータ（１０６）を有し、さらに風力発電装置の前方および／または後方の風データおよび／または気象データを検出するために第１および／または第２のマイクロ波技術ないしレーダ技術−測定ユニット（１１００，１２００）を有し、
   前記第１および／または第２のマイクロ波技術および／またはレーダ技術−測定ユニット（１１００，１２００）は、前記ナセル（１０４）および／または前記スピナ（１１０）上に配置されており、
   少なくとも１つの風力発電装置（１００）を、前記第１および／または第２の測定ユニット（１１００，１２００）によって検出された風データに基づいて制御するステップを有する、制御方法。
6. とりわけ請求項１から４のいずれか一項に記載の風力発電装置を複数備えるウィンドパークであって、前記風力発電装置（１００）の１つは、第１および／または第２のマイクロ波技術および／またはレーダ技術−測定ユニット（１１００，１２００）を有し、当該測定ユニットは、風力発電装置（１００）の後方の風場の測定を行うように構成されており、
   前記風力発電装置（１００）の制御部は、複数の風力発電装置（１００）を備えるウィンドパーク全体の出力を、測定された前記風場に応じて最適化するために、風力発電装置の稼働を最適化し、風力発電装置の稼働に介入するように構成されている、ウィンドパーク。
7. さらに少なくとも２つのロータブレード（１０８）を前記ロータ（１０６）に有し、
   前記第１および／または第２のマイクロ波技術および／またはレーダ技術−測定ユニット（１１００，１２００）は、前記ロータブレード（１０８）をマイクロ波および／またはレーダ波によって測定するように構成されている、請求項１から４のいずれか一項に記載の風力発電装置。
8. 前記第１または第２のマイクロ波技術および／またはレーダ技術−測定ユニット（１１００，１２００）は、前記ロータブレード（１０６）における腐食および／または着氷を検出するように構成されている、請求項７に記載の風力発電装置。

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