WO2010112109A2 - Stationäre energiegewinnungsanlage mit steuereinrichtung und verfahren zur steuerung der energiegewinnungsanlage - Google Patents

Stationäre energiegewinnungsanlage mit steuereinrichtung und verfahren zur steuerung der energiegewinnungsanlage Download PDF

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WO2010112109A2
WO2010112109A2 PCT/EP2010/001101 EP2010001101W WO2010112109A2 WO 2010112109 A2 WO2010112109 A2 WO 2010112109A2 EP 2010001101 W EP2010001101 W EP 2010001101W WO 2010112109 A2 WO2010112109 A2 WO 2010112109A2
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plant
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pitch
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Boris Buchtala
Felix Hess
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Robert Bosch Gmbh
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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
    • F03D7/022—Adjusting aerodynamic properties of the blades
    • F03D7/0224—Adjusting blade pitch
    • 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
    • F05B2270/40—Type of control system
    • F05B2270/404—Type of control system active, predictive, or anticipative
    • 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

  • Stationary power generation plant with control device and method for controlling the power generation plant
  • the invention relates to a stationary power generation plant with a control device and a method for controlling the power generation plant.
  • the power generation plant has a rotor and a nacelle, in which further components of the energy production plant for converting wind energy into electrical energy are arranged.
  • the power generation plant is arranged in a wind field and has a pre-operatively acting wind measuring device mounted on the installation.
  • the preactive acting wind measuring device detects current wind profiles upstream of the power plant.
  • the energy recovery system on additional sensors to detect loads on the components of the power plant.
  • a wind turbine control which has a LIDAR wind speed measuring device.
  • the LIDAR device is arranged to scan the area in front of the wind turbine and to generate a measurement of the wind speed in the wind field.
  • the LIDAR device may be located in the hub of the wind turbine.
  • the LIDAR device has a plurality of destinations to increase the sampling rate. This can be achieved by a larger number of selected LIDAR systems and / or using a multiplex LIDAR.
  • the measurement of the wind field enables improved control of the wind turbine and results in efficiency and reduced wear.
  • a disadvantage of the known devices and methods for generating electrical energy from wind power is that the measured wind fields are used for load reduction and performance optimization, but the loads are not detected, so that although the performance optimized, but the risk of breakage of the components Energy production plant is increased.
  • the measured loads of the energy generation plant have hitherto been fed to a controller of the control device. These are converted to calculate the yaw and pitch moment acting on the nacelle from the rotor.
  • a controller of the control device usually two PID controller are provided, which then each calculate an additional pitch angle to control the yawing and the pitching moment to zero.
  • the calculated additional pitch angles in the yaw and pitch directions are converted into the rotating coordinate system of the rotor with a corresponding transformation.
  • an additional pitch angle is obtained for each rotor blade, which is added to the angle for all blades calculated by a system computer in order to keep the speed of the system constant as a common pitch angle.
  • the rotor blades are then rotated to the respectively required pitch angle by the corresponding actuators or by the rotor blade pitch motors known from the prior art.
  • the object of the invention is to provide a stationary power generation plant with control device and a method for controlling the power generation plant, which further reduces the loads by the pre-plant measured wind field for IPC control (individual pitch control) is used.
  • a stationary energy production plant with a control device and a method for controlling an energy production plant have a rotor and a gondola, wherein in the gondola further components of the energy production plant for converting wind energy into electrical energy are arranged.
  • the power generation plant is arranged in a wind field and has a pre-operatively acting wind measuring device mounted on the installation.
  • the praeeducation acting wind meter detects current wind profiles upstream spaced from the power plant.
  • the control device has a feedforward control, which uses the preactive wind profile measurement in such a way that the pitch angles of the rotor blades are individually preset in such a way that the loads are minimized when the pre-reactively measured wind field strikes.
  • This energy recovery plant has the advantage that the already existing in the control device known control circuit for load reduction by an individual pitch angle adjustment is now extended by a feedforward control.
  • This feedforward calculation calculates and provides individual pitch angles for each individual rotor blade based on characteristics such as wind speed, wind shear, horizontal wind direction and vertical wind direction determined by the wind meter.
  • the energy production plant according to the invention reacts to corresponding changes in the wind profile, even before any stress occurs.
  • Wind measurement errors are compensated by the control device or by the controller in the control device, which uses the measured loads of the energy generation system as input signal. Suitable measured variables detected by corresponding sensors are impact or pivoting moments of the rotor blades, pitching or yawing torques of the nacelle and moments in and on the drive train.
  • the preactive wind measurement results are fed to the feedforward control in the control device.
  • the feedforward calculation calculates a further pitch angle for each sheet, which is added to the already existing pitch angles.
  • the disturbance variable conversion takes place as follows:
  • Measurement of the wind field in front of the plant for example at a distance of approx.
  • the control device controls the pitch angle so that the measured loads of the components of the power generation plant are minimized. Due to the closed-loop control via the direct load measurement, the controller can nevertheless control exactly to the desired load limits in the event of a faulty value measurement or in the event of a conversion error. As a result, predetermined load limits can be met accurately and still be fully utilized, so that the energy yield is not limited more than absolutely necessary.
  • the combination of the preactive wind measurement and the load measurements achieves the highest possible service life and at the same time the highest possible power output for an energy production plant.
  • the wind measuring device as a wind action sensor system acting praeeducation on a LIDAR system (light detection and ranging anemometer) or a SODAR system (sound detection and ranging anemometer) on.
  • these sensors In order not to exceed the predetermined load limits for the loaded components of the power plant, these sensors have, which detect the loads of the components.
  • the sensors are connected to the control device electrically and / or optically via signal transfer devices.
  • the feedforward control means includes a filter with respect to wind speed measurements to suppress measurement noise.
  • a filter with respect to wind speed measurements to suppress measurement noise.
  • an angle of attack or a pitch can be specified which places the rotor blades in feathered position, with a drive train in the nacelle no longer having any rotation. This can be achieved by an additional braking device and / or by a corresponding clutch in the drive train.
  • the power generation plant has a computer which determines a mean wind speed and wind direction with the aid of the reactive wind measuring device, with which moves the wind profile to the power plant and calculates a dead time t tot , up to the wind profile measured at a distance reached the power generation plant.
  • the rotor blades have a current collective angle of attack predetermined by the control unit and the feedforward control provides individual angles of attack for each individual rotor blade as a function of the preactive wind profile measurement, so that in response to a praeeducatione wind profile measurement of the pitch and pitch Yaw angle of the nacelle is set so that pitching and yawing moments are minimal.
  • the energy recovery system has a braking device in a drive train for decelerating the rotor and / or the shafts of the drive train and the control device adjusts the rotor blades in feathered position and brakes the rotor in response to a wind profile measurement.
  • damping devices are provided for damping vibrations in the drive train of the wind energy device, wherein the control device may change the damping of vibrations in the drive train in response to a wind profile measurement.
  • a method for controlling an energy recovery plant comprises the following process steps. First, a wind profile is detected at a distance upstream of the power plant. Subsequently, a dead time is calculated until the arrival of the wind field at the power generation plant.
  • a control device uses the measurement results of the wind field in a feedforward control, wherein the feedforward control uses the wind profile measurement in such a way that the pitch angles of the rotor blades are adjusted individually so that the loads are minimized when the wind hits.
  • a measurement of remaining loads on the energy incineration plant are essentially based on errors in the assumptions of feedforward control.
  • the measured values are preferably used in a controller which generates individual pitch angles, which are additionally set at the energy production plant in order to further reduce the remaining loads.
  • both wind direction and wind speeds are measured at the distance upstream of the power plant to produce as informative a wind profile as possible.
  • Wind direction and wind speeds can be stored in a vector field.
  • adjustable components of the power generation plant are adjusted so that the power generation plant is protected against damage with optimal energy production.
  • the wind profile measured values are filtered by means of a filter in the control device.
  • an average wind speed of the wind profile is determined, with which moves the wind profile to the power plant. The reaction of the feedforward control to the measured wind profile is delayed by the dead time.
  • an individual pitch angle or pitch is calculated for each individual rotor blade by means of an iterative method and set at the end of the dead time on the rotor.
  • the expected thrust force and the expected blade root torque are determined on the basis of the preactively measured wind profile.
  • the expected pitch and / or yaw moment is determined on the basis of the preactive wind profile, and the individual rotor blades are readjusted individually as a precautionary measure.
  • FIG. 1 shows a schematic diagram of an energy production plant according to an embodiment of the invention
  • FIG. 2 shows a control device for the energy production plant according to FIG. 1.
  • FIG. 1 shows a stationary energy production plant 1 with a rotor 2 and a nacelle 3, which has further components of the energy production plant for converting wind energy into electrical energy.
  • the energy recovery system 1 is arranged in a wind field 4, which is detected with the aid of a preaeactive wind measuring device 5 arranged on the hub 16 of the rotor 2 with the wind directions a to h and different wind speeds, as shown by the wind profile 6.
  • the praeeducation measured wind conditions and the measured impact and pivoting moments of the rotor blades and the pitch and yaw moments of the nacelle are taken into account in the pitch control and adjusted by the corresponding pitch 14 of the rotor blades 11 and 12.
  • the load limits of the components 9 of the power generation plant are taken into account.
  • FIG. 2 shows a control device 7 for the energy generation plant 1 under the action of a wind field 4 measured at a distance upstream of the energy production plant 1.
  • the stationary energy production plant 1 in this embodiment of the invention is a wind power plant (WKA) which controls an I PC controller 18 (individual pitch control). which adjusts different pitch angles, for example ⁇ -i, ⁇ 2 and ⁇ 3, for a three-bladed rotor on the rotor blades.
  • WKA wind power plant
  • I PC controller 18 individual pitch control
  • the IPC controller receives loads of the energy recovery system 1 measured as input signals, such as blade root bending moments in impact and / or impact
  • Pivoting direction, yawing and / or pitching moments on the rotor shaft, etc. is designed so that it minimizes the measured loads and / or derived parameters by setting individual pitch angle.
  • the IPC Regulator is so far reactive, so that it always responds only when a load is already measured.

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Abstract

Die Erfindung betrifft eine stationäre Energiegewinnungsanlage (1) mit einer Steuereinrichtung (7) und ein Verfahren zur Steuerung der Energiegewinnungsanlage (1). Dazu weist die Energiegewinnungsanlage (1) einen Rotor (2) und eine Gondel (3), in der weitere Komponenten der Energiegewinnungsanlage (1) zur Umwandlung von Windenergie in elektrische Energie angeordnet sind, auf. Die Energiegewinnungsanlage (1) ist in einem Windfeld (4) angeordnet und weist eine auf der Anlage montierte praeaktive Windmessvorrichtung (5) auf. Die praeaktive Windmessvorrichtung (5) erfasst aktuelle Windprofile (6) stromaufwärts beabstandet von der Energiegewinnungsanlage (1). Die Steuereinrichtung (7) weist eine Störgrößenaufschaltung (13) auf, welche die praeaktive Windprofilmessung (5) verwendet, um Belastungen an der Anlage beim Auftreffen des Windfelds zu minimieren. Verbleibende Belastungen werden gemessen und durch einen IPC-Regler weiter reduziert.

Description

Stationäre Energiegewinnungsanlage mit Steuereinrichtung und Verfahren zur Steuerung der Energiegewinnungsanlage
Beschreibung
Die Erfindung betrifft eine stationäre Energiegewinnungsanlage mit einer Steuereinrichtung und ein Verfahren zur Steuerung der Energiegewinnungsanlage. Dazu weist die Energiegewinnungsanlage einen Rotor und eine Gondel, in der weitere Komponenten der Energiegewinnungsanlage zur Umwandlung von Windenergie in elektrische Energie angeordnet sind, auf. Die Energiegewinnungsanlage ist in einem Windfeld angeordnet und weist eine auf der Anlage montierte praeaktiv wirkende Windmessvorrichtung auf. Die praeaktiv wirkende Windmessvorrichtung erfasst aktuelle Windprofile stromaufwärts beabstandet von der Energiegewinnungsanlage. Darüber hinaus weist die Energiegewinnungsanlage zusätzliche Sensorik auf, um Belastungen der Komponenten der Energiegewinnungsanlage zu erfassen.
Aus der Druckschrift US 7,281 ,891 , B2 ist eine Windturbinensteuerung bekannt, die eine LIDAR-Windgeschwindigkeitsmessvorrichtung aufweist. Die LIDAR- Vorrichtung ist angeordnet, um das Gebiet in Front der Windturbine abzutasten und um eine Messung der Windgeschwindigkeit in dem Windfeld zu erzeugen. Die LIDAR-Vorrichtung kann in der Nabe der Windturbine angeordnet sein. Vorzugsweise weist die LIDAR-Einrichtung eine Vielzahl von Zielrichtungen auf, um die Abtastrate zu erhöhen. Das kann durch eine größere Anzahl von ausgesuchten LIDAR-Systemen und/oder unter Verwendung eines Multiplex-LIDARs erreicht werden. Die Messung des Windfeldes ermöglicht eine verbesserte Steuerung der Windturbine und ergibt Vorteile beim Wirkungsgrad und durch verminderten Verschleiß. Aus der Druckschrift EP 1 770 278 A2 ist dazu ein System und ein Verfahren zur Steuerung einer Windturbine bekannt, die auf der Stromaufwärts-Messung von Windgeschwindigkeiten basiert. Dabei wird die Stromaufwärts-Messung der Wind- geschwindigkeit lediglich dazu eingesetzt, eine Leistungsoptimierung der Energiegewinnungsanlage zu erreichen, indem die Rotorblätter über einen Rotorblatt- Pitch-Motor entsprechend der gemessenen Windgeschwindigkeit verstellt werden.
Ein Nachteil der bekannten Vorrichtungen und Verfahren zur elektrischen Ener- giegewinnung aus Windkraft besteht darin, dass die gemessenen Windfelder zur Belastungsreduktion und zur Leistungsoptimierung eingesetzt werden, wobei die Belastungen aber nicht erfasst werden, so dass zwar die Leistung optimiert, aber die Bruchgefahr der Komponenten der Energiegewinnungsanlage erhöht ist.
Dieser Nachteil wirkt sich besonders aus, da sich der Wind verändert, bis er an der Anlage auftrifft. Dadurch entstehen stärkere bzw. schwächere Belastungen, als eigentlich aufgrund des gemessenen Windfeldes zu erwarten wären. Ebenfalls muss bei den bisherigen Verfahren eine Rechenmethode verwendet werden, um aus den gemessenen Windgeschwindigkeiten auf die Belastung der Anlage zu schließen. Auch diese Methode ist immer nur näherungsweise richtig. Eine Verstellung der Anstellwinkel der Rotorblätter bzw. des Pitch aufgrund der gemessenen Windparameter kann folglich nicht dazu verwendet werden, genaue Belastungsgrenzen der Komponenten einer Windkraftanlage einzuhalten.
Entweder muss mit großen Sicherheiten gerechnet und die Anlage überdimensioniert ausgelegt werden oder es muss in Kauf genommen werden, dass zulässige Belastungen überschritten werden können. Zwar ist es auch bekannt, eine Regelung der Anlage zur Belastungsreduktion auf der Basis von gemessenen Lasten an den Komponenten der Anlage wie z.B. Blattwurzelmomente, Momente an der Hauptwelle usw. einzusetzen, aber diese Verfahren haben den Nachteil, dass der Regler erst nach dem Messen einer Last reagieren kann, um reaktiv die Belastungen auszugleichen. Das bedeutet jedoch, dass starke Änderungen der Windge- schwindigkeit weiterhin zu übermäßigen Belastungen und letztlich zu einer reduzierten Lebensdauer der Anlage führen.
Prinzipiell werden bisher einem Regler der Steuereinrichtung die gemessenen Be- lastungen der Energiegewinnungsanlage zugeführt. Diese werden umgerechnet, um das auf die Gondel vom Rotor aus wirkende Gier- und Nickmoment zu berechnen. Dazu sind üblicherweise zwei PID-Regler vorgesehen, die dann jeweils einen zusätzlichen Pitchwinkel berechnen, um das Gier- sowie das Nickmoment zu Null zu regeln. Die berechneten Zusatz-Pitchwinkel in Gier- und in Nick- Richtung werden mit einer entsprechenden Transformation in das rotierende Koordinatensystem des Rotors umgerechnet. Dadurch wird für jedes Rotorblatt ein zusätzlicher Pitchwinkel erhalten, der zu dem von einem Anlagenrechner, um die Drehzahl der Anlage konstant zu halten, als gemeinsamer Pitchwinkel berechneten Winkel für alle Blätter addiert wird. Die Rotorblätter werden dann auf den je- weils erforderlichen Pitchwinkel durch die entsprechenden Aktoren bzw. durch die aus dem Stand der Technik bekannten Rotorblatt-Pitch-Motoren gedreht.
Aufgabe der Erfindung ist es, eine stationäre Energiegewinnungsanlage mit Steuereinrichtung und ein Verfahren zur Steuerung der Energiegewinnungsanlage zu schaffen, das die Belastungen weiter reduziert, indem das vor der Anlage vermessene Windfeld für eine IPC-Regelung (individuell pitch control) verwendet wird.
Diese Aufgabe wird mit dem Gegenstand der unabhängigen Ansprüche gelöst. Vorteilhafte Weiterbildungen der Erfindung ergeben sich aus den abhängigen An- Sprüchen.
Erfindungsgemäß wird eine stationäre Energiegewinnungsanlage mit einer Steuereinrichtung und ein Verfahren zur Steuerung einer Energiegewinnungsanlage geschaffen. Dazu weist die Energiegewinnungsanlage einen Rotor und eine Gon- del auf, wobei in der Gondel weitere Komponenten der Energiegewinnungsanlage zur Umwandlung von Windenergie in elektrische Energie angeordnet sind. Die Energiegewinnungsanlage ist in einem Windfeld angeordnet und weist eine auf der Anlage montierte praeaktiv wirkende Windmessvorrichtung auf. Die praeaktiv wirkende Windmessvorrichtung erfasst aktuelle Windprofile stromaufwärts beabstandet von der Energiegewinnungsanlage. Die Steuereinrichtung weist eine Störgrößenaufschaltung auf, welche die praeaktive Windprofilmessung derart verwendet, dass die Pitchwinkel der Rotorblätter individuell so voreingestellt sind, dass bei Auftreffen des praeaktiv gemessenen Windfeldes die Belastungen minimiert sind.
Diese Energiegewinnungsanlage hat den Vorteil, dass der in der Steuereinrichtung bereits vorhandene bekannte Regelkreis zur Belastungsreduktion mittels ei- ner individuellen Pitchwinkel-Verstellung nun um eine Störgrößenaufschaltung erweitert ist. Diese Störgrößenaufschaltung berechnet und stellt individuelle Pitchwinkel für jedes einzelne Rotorblatt basierend auf Kenngrößen, wie Windgeschwindigkeit, Windscherung, horizontale Windrichtung und vertikale Windrichtung, die von der Windmessvorrichtung ermittelt werden, zur Verfügung. Dadurch reagiert die erfindungsgemäße Energiegewinnungsanlage auf entsprechende Änderungen im Windprofil, noch bevor sich überhaupt Belastungen einstellen.
Windmessfehler werden durch die Steuereinrichtung bzw. durch den Regler in der Steuereinrichtung ausgeglichen, der als Eingangssignal die gemessenen Belas- tungen der Energiegewinnungsanlage verwendet. Geeignete, durch entsprechende Sensoren erfasste Messgrößen sind Schlag- oder Schwenkmomente der Rotorblätter, Nick- oder Giermomente der Gondel sowie Momente in und an dem Antriebsstrang. Die praeaktiven Windmessergebnisse werden der Störgrößenaufschaltung in der Steuereinrichtung zugeführt. Die Störgrößenaufschaltung berech- net für jedes Blatt einen weiteren Pitchwinkel, welcher zu den bereits vorhandenen Pitchwinkeln hinzuaddiert wird. Die Störgrößenumrechnung erfolgt wie folgt:
Messung des Windfeldes vor der Anlage beispielsweise im Abstand von ca.
200 m durch die auf der Anlage montierte Windmessvorrichtung, die eine
Vielzahl von Punkten in einem Windfeld abtastet; - Filterung der gemessenen Geschwindigkeiten, um Hintergrundrauschen usw. zu unterdrücken;
Berechnung der mittleren Geschwindigkeit, mit der sich die Messebene auf die Energiegewinnungsanlage zu bewegt; Verzögerung der Daten, um eine Totzeit ttot, die sich aus der mittleren Windfeldgeschwindigkeit und dem Abstand der Messebene von der Anlage berechnet; Berechnung eines individuellen Pitchwinkels für jedes einzelne Rotorblatt.
Dazu wird eventuell ein iteratives Verfahren eingesetzt, wobei als Startwert für die Pitchwinkel ß^ ß∑, ß3 der aktuelle kollektive Pitchwinkel des Standardreglers vorgesehen ist, und anschließend
Berechnung der Schubkraft an Blattelementen aus den bekannten dem- nächst auftretenden Windgeschwindigkeiten sowie den Pitchwinkeln ßi, ß2 und ß3;
Integration über das Blatt zur Berechnung des sich daraus ergebenden Blattwurzelmoments; Berechnen des sich ergebenden Nick- und/ oder Giermoments auf die Gondel;
Vergrößerung oder Verkleinerung der einzelnen Pitchwinkel ßi, ß2, Q>3, um die Nick- und/ oder Giermomente zu Null zu bringen; Nächste Iteration mit den neuen Pitchwinkeln ßi, ß2, ß3 und schließlich Abbruch der Iteration, wenn die sich ergebenden Nick- und/oder Giermo- mente nicht weiter minimierbar sind.
Aufgrund der Störgrößenaufschaltung mit Hilfe der praeaktiven Windmessvorrichtung sollte ein Großteil der sich aus dem Wind ergebenden Lasten bereits nicht mehr an der Anlage auftreten. Die verbleibenden Lasten durch Modellfehler und/ oder Parameterfehler usw. werden dann durch den vorhandenen IPG-Regler durch Messung der Belastungen ausgeregelt. Dieses ergibt eine deutliche Verbesserung gegenüber den bisherigen Energiegewinnungsanlagen.
Sollten die Pitch-Antriebe zur Verstellung der Rotorblätter zu langsam sein, um den Störgrößen zu folgen, kann möglicherweise eine Verbesserung des Verfahrens dadurch erzielt werden, wenn die Störgrößenaufschaltung Trajektorien für die Pitchwinkel generiert, welche über alle bereits gemessenen und kommenden Windgeschwindigkeitsverhältnisse den kleinsten Regelfehler bewirken. Dabei regelt die erfindungsgemäße Steuereinrichtung den Pitchwinkel so, dass die gemessenen Belastungen der Komponenten der Energiegewinnungsanlage minimiert werden. Durch den geschlossenen Regelkreis über die direkte Lastmessung kann der Regler bei einer fehlerhaften Wertmessung oder bei einem Umrechnungsfehler trotzdem genau auf die gewünschten Lastgrenzen regeln. Dadurch können vorgegebene Lastgrenzen genau eingehalten werden und trotzdem auch vollständig genutzt werden, so dass der Energieertrag nicht mehr als unbedingt notwendig eingeschränkt ist. Durch die Kombination der praeaktiven Windmes- sung und der Belastungsmessungen wird die höchstmögliche Lebensdauer bei gleichzeitig höchstmöglicher Leistungsabgabe für eine Energiegewinnungsanlage erreicht.
Dazu weist in einer bevorzugten Ausführungsform der Erfindung die Windmess- Vorrichtung als praeaktiv wirkendes Windsensorsystem ein LIDAR-System (light detection and ranging Anemometer) oder ein SODAR-System (sound detection and ranging Anemometer) auf.
Um die vorgegebenen Belastungsgrenzwerte für die belasteten Komponenten der Energiegewinnungsanlage nicht zu überschreiten, weist diese Sensoren auf, welche die Belastungen der Komponenten erfassen. Dabei stehen die Sensoren mit der Steuereinrichtung elektrisch und/ oder optisch über Signaltransfereinrichtungen in Verbindung.
Außerdem weist die Steuereinrichtung mit der Störgrößenaufschaltung ein Filter in Bezug auf Messwerte der Windgeschwindigkeiten auf, um ein Messrauschen zu unterdrücken. Um Grenzwerte für die maximale Belastung einzuhalten, kann bei praeaktiv gemessenen extremen Böen ein Anstellwinkel bzw. ein Pitch vorgegeben werden, der die Rotorblätter in Segelstellung verbringt, wobei ein Antriebs- sträng in der Gondel keine Rotation mehr aufweist. Dieses kann durch eine zusätzliche Bremseinrichtung und/oder durch eine entsprechende Kupplung im Antriebsstrang erreicht werden. Darüber hinaus ist es vorgesehen, dass die Energiegewinnungsanlage einen Rechner aufweist, der mit Hilfe der praeaktiven Windmessvorrichtung eine mittlere Windgeschwindigkeit und Windrichtung ermittelt, mit der sich das Windprofil auf die Energiegewinnungsanlage zu bewegt und eine Totzeit ttot berechnet, bis zu der das beabstandet gemessene Windprofil die Energiegewinnungsanlage erreicht.
In einer weiteren Ausführungsform der Erfindung ist es vorgesehen, dass die Rotorblätter einen von dem Steuergerät vorgegebenen aktuellen kollektiven Anstellwinkel aufweisen und die Störgrößenaufschaltung in Abhängigkeit der praeaktiven Windprofilmessung individuelle Anstellwinkel für jedes einzelne Rotorblatt vorsieht, so dass in Reaktion auf eine praeaktive Windprofilmessung der Nick- und Gierwinkel der Gondel derart eingestellt wird, dass Nick- und Giermomente minimal sind.
Ferner ist es vorgesehen, dass die Energiegewinnungsanlage eine Bremsvorrichtung in einem Antriebsstrang zur Abbremsung des Rotors und/oder der Wellen des Antriebsstrangs aufweist und die Steuereinrichtung in Reaktion auf eine Windprofilmessung die Rotorblätter in Segelstellung einstellt und den Rotor abbremst. Ferner sind Dämpfungsvorrichtungen zur Dämpfung von Schwingungen in dem Antriebsstrang der Windenergievorrichtung vorgesehen, wobei die Steuereinrichtung in Reaktion auf eine Windprofilmessung die Dämpfung von Schwingungen in dem Antriebsstrang verändern kann.
Ein Verfahren zur Steuerung einer Energiegewinnungsanlage, weist die folgenden Verfahrensschritte auf. Zunächst wird ein Windprofil in einem Abstand stromaufwärts der Energiegewinnungsanlage erfasst. Anschließend wird eine Totzeit bis zum Eintreffen des Windfeldes an der Energiegewinnungsanlage berechnet. Eine Steuereinrichtung nutzt die Messergebnisse des Windfeldes in einer Störgrößenaufschaltung, wobei die Störgrößenaufschaltung die Windprofilmessung derart verwendet, dass die Pitchwinkel der Rotorblätter individuell so eingestellt werden, dass bei Auftreffen des Windes die Belastungen minimiert werden. Außerdem erfolgen ein Messen von noch verbleibenden Belastungen an der Energiegewin- nungsanlage. Diese Belastungen beruhen im wesentlichen auf Fehlern in den Annahmen der Störgrößenaufschaltung.
Vorzugsweise werden die Messwerte in einem Regler verwendet, welcher indivi- duelle Pitchwinkel erzeugt, die zusätzlich an der Energiegewinnungsanlage eingestellt werden, um die verbliebenen Belastungen weiter zu reduzieren.
In einer Ausführungsform werden sowohl Windrichtung als auch Windgeschwindigkeiten in dem Abstand stromaufwärts der Energiegewinnungsanlage gemes- sen, um ein möglichst informatives Windprofil zu erzeugen. Windrichtung und Windgeschwindigkeiten können in einem Vektorfeld abgelegt werden.
Schließlich werden verstellbare Komponenten der Energiegewinnungsanlage derart eingestellt, dass die Energiegewinnungsanlage bei optimaler Energieerzeu- gung vor Beschädigungen geschützt wird. Zur Unterdrückung des Messrauschens werden die Windprofilmesswerte mit Hilfe eines Filters in der Steuereinrichtung gefiltert. Außerdem wird zur Berechnung der Totzeit, die vergeht bis das Windprofil die Energiegewinnungsanlage erreicht, eine mittlere Windgeschwindigkeit des Windprofils ermittelt, mit der sich das Windprofil auf die Energiegewinnungsanlage zu bewegt. Dabei wird die Reaktion der Störgrößenaufschaltung auf das gemessene Windprofil um die Totzeit verzögert.
In einer weiteren bevorzugten Durchführungsform der Erfindung wird für jedes einzelne Rotorblatt ein individueller Anstellwinkel bzw. Pitch mittels eines iterativen Verfahrens berechnet und bei Ablauf der Totzeit am Rotor eingestellt. Darüber hinaus werden für jedes Rotorblatt die zu erwartende Schubkraft und das zu erwartende Blattwurzelmoment aufgrund des praeaktiv gemessenen Windprofils ermittelt. Außerdem wird aufgrund des praeaktiven Windprofils das zu erwartende Nick- und/ oder Giermoment ermittelt und präventiv die einzelnen Rotorblätter in- dividuell nachgestellt.
Die Erfindung wird nun anhand der beigefügten Figuren näher erläutert. Figur 1 zeigt eine Prinzipskizze einer Energiegewinnungsanlage gemäß einer Ausfϋhrungsform der Erfindung;
Figur 2 zeigt eine Steuereinrichtung für die Energiegewinnungsanlage ge- maß Figur 1.
Figur 1 zeigt eine stationäre Energiegewinnungsanlage 1 mit einem Rotor 2 und einer Gondel 3, die weitere Komponenten der Energiegewinnungsanlage zur Umwandlung von Windenergie in elektrische Energie aufweist. Die Energiegewin- nungsanlage 1 ist dazu in einem Windfeld 4 angeordnet, das mit Hilfe einer an der Nabe 16 des Rotors 2 angeordneten praeaktiven Windmessvorrichtung 5 mit den Windrichtungen a bis h und unterschiedlichen Windgeschwindigkeiten, wie es das Windprofil 6 zeigt, erfasst wird. Die praeaktiv gemessenen Windverhältnisse sowie die gemessenen Schlag- und Schwenkmomente der Rotorblätter bzw. der Nick- und Giermomente der Gondel werden in der Pitchregelung berücksichtigt und durch die entsprechende Anstellwinkelverstellung 14 der Rotorblätter 11 und 12 eingestellt. Dabei werden die Belastungsgrenzwerte der Komponenten 9 der Energiegewinnungsanlage berücksichtigt.
Figur 2 zeigt eine Steuereinrichtung 7 für die Energiegewinnungsanlage 1 unter Einwirkung eines beabstandet stromaufwärts der Energiegewinnungsanlage 1 gemessenen Windfeldes 4. Die stationäre Energiegewinnungsanlage 1 ist in dieser Ausführungsform der Erfindung eine Windkraftanlage (WKA), die einen I PC- Regler 18 (individual pitch control) aufweist, welcher an den Rotorblättern unter- schiedliche Pitchwinkel beispielsweise ß-i, ß2 und ß3 für einen dreiblättrigen Rotor einstellt. Demgegenüber wird bisher mit Standardreglern für WKA'n an allen Ro- torblättern der gleiche Pitchwinkel eingestellt.
Der IPC-Regler erhält als Eingangssignale gemessene Belastungen der Energie- gewinnungsanlage 1 wie Blattwurzelbiegemomente in Schlag- und/ oder
Schwenkrichtung, Gier- und/ oder Nickmomente an der Rotorwelle usw. und ist so ausgelegt, dass er die gemessenen Belastungen und/ oder daraus abgeleitete Kenngrößen durch das Einstellen individueller Pitchwinkel minimiert. Der IPC- Regler ist jedoch bisher reaktiv, so dass er erst immer dann reagiert, wenn eine Belastung bereits gemessen ist.
Erfindungsgemäß wird nun, wie Figuren 1 und 2 zeigen, im Vorfeld der Energie- gewinnungsanlage 1 ein Windfeld 4 mit einer Windmessvorrichtung 5, wie einem LIDAR- oder einem SODAR-System, vermessen. Daraus berechnet Block 13, wie die Pitchwinkel ßi, ß2 und ß3 der Rotorblätter beim Auftreffen des Windfeldes eingestellt werden müssen, um die oben genannten Belastungen bzw. Kenngrößen zu minimieren.
Diese berechneten Pitchwinkel ßi, Q>2 und ß3 werden nun von der Energiegewinnungsanlage 1 eingestellt. Dieser Signalpfad ist praeaktiv , d.h. er reagiert durch die Störgrößenaufschaltung 13, bevor überhaupt Belastungen reaktiv gemessen werden können. Dabei wird die Energiegewinnungsanlage 1 so eingestellt, dass im Moment des Auftreffens des gemessenen Windes die Belastungen der Komponenten innerhalb der gewünschten Grenzen bleiben. Durch diese Störgrößenaufschaltung 13 werden an der Energiegewinnungsanlage 1 nun wesentlich kleinere Belastungen gemessen werden.
Ganz lassen sich die Belastungen nicht vermeiden, da sich das Windfeld bis zum Auftreffen an der Energiegewinnungsanlage 1 verändert und Modellfehler nicht auszuschließen sind. Der IPC-Regler 18 muss nun nur noch diese kleineren Belastungen über seinen Signalpfad ausregeln. Insgesamt wird eine deutliche Belastungsreduktion erhalten im Vergleich zu einer herkömmlichen Energiegewin- nungsanlage 1 , bei welcher der Regler 18 ohne Störgrößenaufschaltung 13 auskommen muss. Die beiden Signalpfade werden an dem Addierer 17 zusammengeführt. Bezuαszeichenliste
1 Energiegewinnungsanlage
2 Rotor
3 Gondel
4 Windfeld
5 praeaktive Windmessvorrichtung
6 Windprofil
7 Steuereinrichtung
9 Komponente der Energiegewinnungsanlage
10 Sensor
11 Rotorblatt
12 Rotorblatt
13 Störgrößenaufschaltung
14 Anstellwinkelverstellung
16 Nabe
17 Addierer
18 I PC-Regler

Claims

Patentansprüche
1. Stationäre Energiegewinnungsanlage mit einer Steuereinrichtung (7), einem
Rotor (2) und einer Gondel (3), die weitere Komponenten der Energiege- winnungsanlage (1 ) zur Umwandlung von Windenergie in elektrische Energie aufweist, wobei die Energiegewinnungsanlage (1) in einem Windfeld (4) angeordnet ist und eine auf der Anlage montierte praeaktive Windmessvorrichtung (5) aufweist; - die praeaktive Windmessvorrichtung (5) aktuelle Windprofile (6) stromaufwärts beabstandet von der Energiegewinnungsanlage (1) erfasst; die Steuereinrichtung (7) eine Störgrößenaufschaltung (13) aufweist, welche die praeaktive Windprofilmessung derart verwendet, dass die Pitchwinkel der Rotorblätter individuell so voreingestellt sind, dass bei Auftreffen des praeaktiv gemessenen Windfeldes die Belastungen minimiert sind und verbleibende Belastungen gemessen werden.
2. Energiegewinnungsanlage nach Anspruch 1 , dadurch gekennzeichnet, dass die Windmessvorrichtung (5) ein praeaktives Windsensorsystem vorzugsweise ein LIDAR-System (light detection and ranging Anemometer) oder ein SODAR-System (sound detection and ranging Anemometer) auf- weist.
3. Energiegewinnungsanlage nach Anspruch 1 oder Anspruch 2, dadurch gekennzeichnet, dass Komponenten (9) der Energiegewinnungsanlage (1) Sensoren (10) aufweisen, welche die Belastungen der Komponenten (9) erfassen, und wobei die Sensoren (10) mit der Steuereinrichtung (7) über Signaltransfereinrichtungen in Verbindung stehen.
4. Energiegewinnungsanlage nach einem der vorhergehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass die Steuereinrichtung (7) mit Störgrößenaufschaltung (13) ein Filter in Bezug auf Messwerte der Windgeschwindigkeiten aufweist.
5. Energiegewinnungsanlage nach einem der vorhergehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass die Energiegewinnungsanlage (1) einen Rechner (13) aufweist, der mit Hilfe der praeaktiven Windmessvorrichtung (5) eine mittlere Windge- schwindigkeit und Windrichtung ermittelt, mit der sich das Windprofil (6) auf die Energiegewinnungsanlage (1) zu bewegt und eine Totzeit berechnet, bis zu der das beabstandet gemessene Windprofil (6) die Energiegewinnungsanlage (1) erreicht.
6. Energiegewinnungsanlage nach einem der vorhergehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass die Energiegewinnungsanlage (1) eine Vorrichtung zur Anstellwinkelverstellung (14) von Rotorblättern (11,12) aufweist und die Steuereinrichtung (7) in Reaktion auf eine Windprofilmessung einen Anstellwinkel bzw. Pitch der Rotorblätter (11, 12) vorsieht.
7. Energiegewinnungsanlage nach einem der vorhergehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass die Rotorblätter (11, 12) von der Steuereinrichtung (7) vorgegebene aktuelle Anstellwinkel aufweisen und die Störgrößenaufschaltung (13) in
Abhängigkeit der praeaktiven Windprofilmessung (5) zusätzliche individuelle Anstellwinkel für jedes Rotorblatt (11, 12) vorsieht.
8. Energiegewinnungsanlage nach einem der Ansprüche 1 bis 7, dadurch gekennzeichnet, dass die Energiegewinnungsanlage (1) eine Dämpfungsvorrichtung zur Dämpfung von Schwingungen in dem Antriebsstrang der Windenergievorrichtung aufweist und die Steuereinrichtung (7) in Reaktion auf eine Wind- profilmessung (6) die Dämpfung von Schwingungen in dem Antriebsstrang verändert.
9. Verfahren zur Steuerung einer Energiegewinnungsanlage (1 ), das folgende Verfahrensschritte aufweist:
- Erfassen eines Windprofils (6) in einem Abstand stromaufwärts der Energiegewinnungsanlage (1 );
- Berechnen einer Totzeit bis zum Eintreffen des Windprofils (4) an der Energiegewinnungsanlage (1 ); - Verwendung des verzögerten Windprofils in einer Störgrößenaufschal- tung (13) einer Steuereinrichtung (7), wobei die Störgrößenaufschaltung (13) die Windprofilmessung derart verwendet, dass die Pitchwinkel der Rotorblätter (11 , 12) individuell so eingestellt werden, dass bei Auftreffen des Windes Belastungen minimiert werden; - Messen von noch verbleibenden Belastungen an der Energiegewinnungsanlage (1).
10. Verfahren nach Anspruch 9, gekennzeichnet durch den weiteren Schritt - Verwenden der Messwerte für die verbliebenen Belastungen in einem
Regler (18), welcher individuelle Pitchwinkel erzeugt, die zusätzlich an der Energiegewinnungsanlage (1 ) eingestellt werden, um die verbliebenen Belastungen weiter zu reduzieren.
11. Verfahren nach Anspruch 9 oder 10, dadurch gekennzeichnet, dass zum Erfassen des Windprofils (6) Windrichtung und Windgeschwindigkeit gemessen werden.
12. Verfahren nach Anspruch 9, 10 oder 11 , d a d u r c h g e k e n n z e i c h n e t , dass die Windprofilmesswerte mit einem Filter gefiltert werden, um ein Messrauschen zu unterdrücken.
13. Verfahren nach einem der Ansprüche 9 bis 12, dadurch gekennzeichnet, dass zur Berechnung der Totzeit eine mittlere Windgeschwindigkeit eines Windprofils (6), mit der sich das Windprofil (6) auf die Energiegewinnungsanlage (1) zu bewegt, ermittelt wird.
14. Verfahren nach einem der Ansprüche 9 bis 13, dadurch gekennzeichnet, dass die Reaktion der Störgrößenaufschaltung (13) auf das gemessene
Windprofil (6) um die Totzeit verzögert wird.
15. Verfahren nach einem der Ansprüche 9 bis 14, dadurch gekennzeichnet, dass für jedes Rotorblatt (11, 12) ein individueller Anstellwinkel bzw. Pitch mittels eines iterativen Verfahrens berechnet und bei Ablauf der Totzeit eingestellt wird.
16. Verfahren nach einem der Ansprüche 9 bis 15, dadurch gekennzeichnet, dass für jedes Rotorblatt (11, 12) die zu erwartende Schubkraft aufgrund des praeaktiv gemessenen Windprofils (6) ermittelt wird.
17. Verfahren nach einem der Ansprüche 9 bis 16, dadurch gekennzeichnet, dass für jedes Rotorblatt (11, 12) das zu erwartende Blattwurzelmoment aufgrund des praeaktiv gemessenen Windprofils (6) ermittelt wird.
18. Verfahren nach einem der Ansprüche 9 bis 17, dadurch gekennzeichnet, dass für eine Gondel (3) der Energiegewinnungsanlage (1) das aufgrund des praeaktiv gemessenen Windprofils (6) zu erwartende Nick- und/oder Giermoment ermittelt wird.
19. Verfahren nach einem der Ansprüche 9 bis 18, dadurch gekennzeichnet, dass als Windmessvorrichtung (5) ein praeaktives Windsensorsystem vor- zugsweise ein LIDAR-System (light detection and ranging Anemometer) oder ein SODAR-System (sound detection and ranging Anemometer) eingesetzt wird.
20. Verfahren nach einem der Ansprüche 9 bis 19, dadurch gekennzeichnet, dass Belastungen der Komponenten (9) der Energiegewinnungsanlage (1) mittels Sensoren (10) erfasst werden, die mit der Steuereinrichtung (7) über Signaltransfereinrichtungen in Verbindung stehen.
21. Verfahren nach einem der Ansprüche 9 bis 20, dadurch gekennzeichnet, dass in Bezug auf einen oberen Grenzwert der Windgeschwindigkeiten unter Berücksichtigung der Belastungsgrenzwerte der Rotorblätter (11 , 12), die Rotorblätter (11, 12) in eine Segelstellung gedreht werden und der An- triebsstrang in der Gondel (3) gestoppt und/oder ausgekoppelt wird.
22. Verfahren nach einem der Ansprüche 9 bis 21 , dadurch gekennzeichnet, dass die Steuereinrichtung (7) einen aktuellen kollektiven Anstellwinkel für die Rotorblätter vorgibt und die Störgrößenaufschaltung (13) in Abhängigkeit der praeaktiven aktuellen Windprofilmessung individuelle Anstellwinkel für jedes Rotorblatt (11,12) vorsieht.
23. Verfahren nach einem der Ansprüche 9 bis 21 , dadurch gekennzeichnet, dass die Störgrößenaufschaltung (13) vorzugsweise einen weiteren Anstellwinkel der Rotorblätter bzw. Pitch berechnet, welcher zu den bereits vorhandenen Anstellwinkeln hinzuaddiert wird.
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