WO2011048024A2 - Verfahren zum steuern einer windenergieanlage - Google Patents

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WO2011048024A2
WO2011048024A2 PCT/EP2010/065530 EP2010065530W WO2011048024A2 WO 2011048024 A2 WO2011048024 A2 WO 2011048024A2 EP 2010065530 W EP2010065530 W EP 2010065530W WO 2011048024 A2 WO2011048024 A2 WO 2011048024A2
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    • 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
    • F03D7/0204—Controlling wind motors  the wind motors having rotation axis substantially parallel to the air flow entering the rotor for orientation in relation to wind direction
    • 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
    • F05B2270/33—Proximity of blade to tower
    • 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
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    • F05B2270/804—Optical devices
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    • 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

  • the invention relates to a method for controlling a wind turbine, a tower, a rotatably mounted on the tower horizontally arranged nacelle and a rotatable on the nacelle
  • Wind turbines especially those of modern design, are highly complex systems that need to be controlled by a variety of boundary conditions and parameters.
  • Important guided variables ie manipulated variables, are among others. the orientation of the machine house to the wind, so the setting of the azimuth angle of the machine house opposite the tower, as well as the so-called blade angle
  • pitch controlled equipment i. the angular adjustment of the rotor blades about their longitudinal axis.
  • the correct and correct orientation of the machine house to the wind in a manner in which the flow of wind is carried out in an ideal manner exactly perpendicular to the rotor plane, is for the yield or efficiency of mechanical and thus ultimately electrical energy from the
  • Wind energy of high relevance The setting of the blade angle is done especially at higher wind loads in the pitch angle controlled operation of the wind turbine on the one hand also to achieve the highest possible energy yield, on the other hand to protect the limited in their design parts and elements of the wind turbine from excessive loads and thus a calculated and economically required service life to grant the plant.
  • the pitch angle Accordingly, the rotor blade is chosen flatter and thus a larger profile of the blade can be exposed to the wind when the rotor blade is moved close to the ground, as if this passes through the higher zones.
  • the energy input on the rotor blade near the bottom can be increased again and thus the power output of the
  • Wind turbine to be optimized.
  • the invention is intended to a extent a method for controlling a
  • Wind turbine to be specified, which is particularly suitable for a more accurate alignment of the machine house to the wind, but is also suitable for the individual Pitchwinkelver ein the rotor blades.
  • the inventor has come to the realization that a corresponding
  • Method can be easily designed if with at least two stationary to the nacelle and symmetrically to the rotor axis arranged non-contact distance sensors whose measuring paths are symmetrical to the rotor axis of rotation, the distances of the
  • Rotor blades determined along at least two different measuring points and the determined distance signals or their difference are used as a reference variable.
  • the determination of the distance takes place with the aid of non-contact distance measurement, as can be done, for example, with optical sensors (in particular laser rangefinders), but also with ultrasound, radar or the like.
  • the measuring points lie in a two-dimensionally reduced view approximated on an imaginary circle around the rotor axis are, if one the Wandering of the measuring points in the direction of the rotor axis of rotation due to the deflection ignores.
  • Rotor blades are determined, as is typical in a
  • the machine-housing alignment is roughly made and then a fine adjustment by means of the method according to the invention.
  • the great advantage of this method lies in the described application in that a wind direction no longer needs to be measured, but the correct orientation in the wind is detected indirectly via a uniform load of the rotor blades in the rotor plane. This is independent of any congestion effects or turbulences in the rotor blades and can be detected very reliably and accurately, thus allowing a very angular alignment of the machine house in the wind and thus a good optimization of the power output.
  • Angle of attack also called pitch angle
  • Rotor blades have a greater distance to the respective sensor in the lower passage near the bottom than in their upper,
  • Wind turbine to increase. Again, there is an optimal measurement result in two sensors, when the substantially vertical line passes through the center of the rotor axis or close to it.
  • individual adjustment of the pitch angle can also be provided more than one distance sensor and evaluated according to a variety of measured distance data. It is also possible in principle to influence the two variables mentioned at the same time with a method according to the invention for the control of the wind energy plant, for example by pairing the distance sensors along a horizontal and further distance sensors along a vertical line at different points on the circle mentioned and simplifying assumed in pairs Measure distance. But it is equally possible to simplify distance sensors in different distribution at different angles along the
  • the distance signals can be measured over a predetermined period and like ittelt be and find only the average distance signals as a guide for the control of the wind turbine use.
  • This can also be abnormal Deflection of individual rotor blades are detected, which are due for example to a material fatigue.
  • appropriate material fatigue can be detected early and countermeasures can be taken (eg repair or replacement of the blade or stopping of the wind energy plant) in order to avoid fatal accidents such as a collision of the blade with the tower.
  • Fig. 1 in a schematic representation a plan view of a
  • Wind turbine whose rotor has been flowed obliquely to illustrate a possible use variant of the method according to the invention.
  • Fig. 2 shows schematically a side view of a wind turbine and a wind speed profile over ground to illustrate a further variant of the method.
  • a wind turbine 1 is shown in a schematic plan view from above.
  • a machine house 2 also referred to as a nacelle, is placed opposite the latter in the azimuth angle, on which rotatable a rotor 3 is mounted.
  • the rotor 3 is composed of a hub 4 and the rotor blades 5 arranged thereon.
  • two contactless distance sensors 6 are arranged, which make along the plane lying in the drawing plane and extending measuring sections 7 and 8 in the direction of the outer ends of the rotor blades distance measurements.
  • the measuring sections 7, 8 are at an identical angle ⁇ to the longitudinal center axis of the machine house, which is equal to the rotor axis A, inclined. Accordingly, the distance sensors aim symmetrically at the roaming rotor blades.
  • Wind turbine 1 flows in a deviating from 90 ° to the rotor plane oblique direction. This oblique flow causes the rotor blade 5, shown on the right in the figure, to deflect more strongly than the rotor blade 5 shown on the left in the figure, so that a
  • the distance along the measuring path 8 is shorter than the distance to the rotor blade 5 along the measuring path 7. This difference is evaluated by the method according to the invention in a controller and for tracking the azimuth angle of the
  • a second application of the method according to the invention is shown and explained in a schematic side view of a wind turbine 1.
  • the wind turbine 1 in turn consists of a tower 9, with a rotatably attached to the upper end of the machine house 2 and a rotatably mounted on the machine housing rotor 3, consisting of hub 4 and rotor blades 5.
  • the measuring sections 10 and 1 1 are again with the same
  • Wind speeds (represented by shorter arrows) and at higher altitudes greater wind speeds (represented by longer arrows).
  • Generators can be transferred to the system.

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Abstract

Diese Aufgabe wird erfindungsgemäß gelöst durch ein Verfahren zum Steuern einer Windenergieanlage, die einen Turm, ein an dem Turm horizontal verdrehbar angeordnetes Maschinenhaus sowie einen an dem Maschinenhaus drehbar angeordneten Horizontalrotor aufweist, bei dem mittels wenigstens zwei ortsfest zu dem Maschinenhaus und symmetrisch zu der Rotordrehachse angeordneten berührungslosen Abstandssensoren, deren Messstrecken zu der Rotordrehachse symmetrisch verlaufen, an wenigstens zwei unterschiedlichen Messpunkten der Abstand zu den durchstreichenden Rotorblättern gemessen und die gemessenen Abstandssignale oder eine Differenz der Signale als Führungsgröße für die gesteuerte oder geregelte Verstellung von Stellgrößen der Windenergieanlage verwendet werden.

Description

Beschreibung
[0001] Verfahren zum Steuern einer Windenergieanlage
Technisches Gebiet
[0002] Die Erfindung betrifft ein Verfahren zum Steuern einer Windenergieanlage, die einen Turm, ein an dem Turm horizontal verdrehbar angeordnetes Maschinenhaus sowie einen an dem Maschinenhaus drehbar
angeordneten Horizontalrotor aufweist.
Stand der Technik
[0003] Windenergieanlagen, insbesondere solche moderner Bauart, sind hoch komplexe Systeme, die anhand unterschiedlichster Randbedingungen und Parameter gesteuert werden müssen. Wichtige geführte Größen, also Stellgrößen, sind dabei u.a. die Ausrichtung des Maschinenhauses zum Wind, also die Einstellung des Azimutwinkels des Maschinenhauses gegenüber dem Turm, sowie die sogenannten Blattwinkel bei
pitchgeregelten Anlagen, d.h. die Winkeleinstellung der Rotorblätter um deren Längsachse.
[0004] Die richtige und korrekte Ausrichtung des Maschinenhauses zum Wind in einer Weise, in der die Anströmung des Windes in idealer Weise genau senkrecht zu der Rotorebene erfolgt, ist für die Ausbeute bzw. Effizienz an mechanischer und damit letztlich elektrischer Energie aus der
Windenergie von hoher Relevanz. Die Einstellung der Blattwinkel erfolgt insbesondere bei höheren Windlasten im Pitchwinkel geregelten Betrieb der Windenergieanlage um einerseits ebenfalls einen möglichst hohen Energieertrag zu erwirtschaften, andererseits die in ihrer Auslegung beschränkten Teile und Elemente der Windenergieanlage vor zu hohen Belastungen zu schützen und damit eine errechnete und wirtschaftlich erforderliche Standzeit der Anlage zu gewähren.
[0005] Für die korrekte Ausrichtung des Maschinenhauses zum Wind sind an den Windenergieanlagen Windmesssysteme angeordnet, üblicherweise hinter dem Rotor in Lee angeordnete Anemometer. Ein an sich bekanntes Problem dabei ist, dass bedingt durch Staueffekte am Turm und
Verwirbelungen, hervorgerufen durch die vorbei streichenden Rotorblätter, die Windrichtung mit solchen Anemometern nicht exakt festgestellt werden kann. So schwankt denn auch die mit einem solchen Anemometer festgestellte Windrichtung in einem zeitlichen Verlauf deutlich, weshalb für die Steuerung der Ausrichtung des Maschinenhauses auch stets
Mittelwerte zugrunde gelegt werden müssen. Aber auch diese Mittelwerte sind deutlich fehlerbehaftet, so dass Winkelabweichungen von bis zu 10°, teilweise sogar mehr, zu beobachten sind. Derart große Abweichungen des Winkels zwischen Rotorebene und Anströmungsrichtung von der idealen Größe 90° reduzieren die effektiv angeströmte Fläche deutlich und minimieren damit den Energieertrag spürbar.
[0006] Um dieses Problem zu beheben und hier Abhilfe zu schaffen, sind bereits verschiedene Ansätze verfolgt worden. So ist versucht worden,
Windfahnen oder dgl. Windrichtungsmesser vor dem Rotor an der
Windenergieanlage zu platzieren, um hier genauere und von
Windschatteneffekten und Verwirbelungen weniger verfälschte
Messungen zu erhalten. Allerdings sind auch bei den diesbezüglich vorgeschlagenen Messsystemen die Abweichungen und
Beeinträchtigungen durch den unmittelbar vor der Rotorebene
auftretenden Staudruck noch erheblich und führen zu verfälschten
Ergebnissen. Weitere Vorschläge, die optische, an Messstrecken deutlich vor der Windenergieanlage wirksame Messsysteme vorsehen, befinden sich noch in der Erprobung. Diese Systeme sind kostspielig und konnten eine deutlich höhere Genauigkeit bis dato auch noch nicht belegen.
[0007] Darüber hinaus gibt es derzeit Bestrebungen, vor allem mit groß
ausgelegten modernen Windenergieanlagen den Energieertrag durch eine individuelle Pitchregelung der Rotorblätter zu erhöhen. Bisher war es stets üblich, zur Leistungsregelung der Windenergieanlage den Pitchwinkel aller Rotorblätter gleich einzustellen. Dabei bliebt unberücksichtigt, dass die Windgeschwindigkeit in Bodennähe aufgrund der Bodenrauhigkeit gegenüber der Windgeschwindigkeit in größerem Abstand zum Boden geringer ist. Dies bedeutet, dass ein bodennah vorbei streichendes Rotorblatt einer geringeren Windlast ausgesetzt ist als ein im oberen Bereich des Turmes oder gar über diesen hinaus streichendes Rotorblatt. Diese Überlegung führt weiter zu dem Gedanken, dass der Pitchwinkel des Rotorblattes entsprechend flacher gewählt und damit ein größeres Profil des Blattes dem Wind ausgesetzt werden kann, wenn das Rotorblatt bodennah bewegt wird, als wenn dieses die höher gelegenen Zonen durchläuft. So kann der Energieeintrag auf dem Rotorblatt in Bodennähe noch einmal erhöht und damit die Leistungsausbeute der
Windenergieanlage optimiert werden.
[0008] Die theoretischen Überlegungen dahingehend sind inzwischen weit
gediehen, allerdings ist bis dahin noch kein einfaches und zuverlässiges System angegeben worden, mit dem entsprechende Führungsgrößen für die Regelung einer solchen individuellen Pitchwinkelverstellung ermittelt werden können. Zwar gibt es diesbezüglich Bestrebungen, z.B. mittels Dehnungsmessstreifen entsprechende Lasten auf den Rotorblättern aufzunehmen und als Kenn- bzw. Führungsgrößen für die
Rotorblattverstellung zu verwenden, jedoch sind die damit zu erzielenden Ergebnisse noch nicht zufriedenstellend.
Darstellung der Erfindung
[0009] Mit der Erfindung soll insoweit ein Verfahren zum Steuern einer
Windenergieanlage angegeben werden, das sich insbesondere für eine genauere Ausrichtung des Maschinenhauses zum Wind eignet, aber auch für die individuelle Pitchwinkelverstellung der Rotorblätter geeignet ist.
[0010] Der Erfinder ist zu der Erkenntnis gelangt, dass ein entsprechendes
Verfahren einfach gestaltet werden kann, wenn mit wenigstens zwei ortsfest zu dem Maschinenhaus und symmetrisch zu der Rotordrehachse angeordneten berührungslosen Abstandssensoren, deren Messstrecken symmetrisch zu der Rotordrehachse verlaufen, die Abstände der
Rotorblätter entlang wenigstens zweier unterschiedlicher Messpunkte ermittelt und die ermittelten Abstandssignale bzw. deren Differenz als Führungsgröße verwendet werden. Die Abstandsermittlung erfolgt dabei mit Hilfe berührungsloser Abstandsmessung, wie sie z.B. mit optischen Sensoren (insbesondere Laserentfernungsmessern), aber auch mit Ultraschall, Radar oder dgl. vorgenommen werden kann. Die Messpunkte liegen dabei in einer zweidimensional reduzierten Betrachtung genähert auf einem gedachten Kreis um die Rotorachse liegen, wenn man das Wandern der Messpunkte in Richtung der Rotordrehachse aufgrund der Durchbiegung außer acht lässt.
[001 1] Über die Ernnittlung des Abstandes der Rotorblätter in der angegebenen Weise lassen sich unterschiedlich starke Auslenkungen der Rotorblätter feststellen und ermitteln. Je nach gewählter Messstrecke und deren Lage lassen sich den Messwerten gezielt unterschiedliche Informationen entnehmen.
[0012] So kann bei zwei auf einer horizontalen Linie liegenden Messpunkten an unterschiedlichen Stellen des wie oben erwähnt idealisiert angenäherten Kreises um die Rotorachse eine unterschiedliche Auslenkung von
Rotorblättern ermittelt werden, wie sie typischerweise bei einer
Schräganströmung aufgrund einer Fehlstellung des Maschinenhauses zum Wind auftritt. Wenn also systematisch die Rotorblätter auf einer Seite des Rotors mit dem dorthin zielenden Abstandssensor zu einem näheren Abstand ausgemessen werden als die auf der anderen Seite der Gondel vorbei streichenden Rotorblätter, so ist das Maschinenhaus in seinem Azimutwinkel in Richtung der näher gemessenen Rotorblätter zu verdrehen. Diese Rotornachführung wird solange fortgeführt, bis die Abstände der Rotorblätter zu beiden Seiten, also mit beiden der berührungslosen Abstandssensoren ermittelt, innerhalb einer Toleranz gleich sind. Besonders gute Ergebnisse lassen sich erzielen, wenn die horizontale Linie durch den Mittelpunkt der Rotorachse verläuft, bzw. möglichst nahe zu dieser liegt. Darüber hinaus werden die Messungen genauer, je weiter nach außen die Abstandssensoren zielen, also je größer der Radius des wie oben erwähnt idealisiert gedachten Kreises ist. Dabei ist natürlich sicherzustellen, dass keiner der Abstandssensoren zu einem Punkt zielt, der jenseits der Blattspitzen der vorbei streichenden Rotorblätter liegt. Typischerweise wird man hier den Messpunkt in einem Bereich wählen, der auf etwa 70 bis 90% der Rotorblattlänge hin zu der Blattspitze liegt.
[0013] Wird das Verfahren in der wie beschriebenen Weise zur Ausrichtung des Maschinenhauses zum Wind, also zur Verstellung bzw. Einstellung des Azimutwinkels des Maschinenhauses angewendet, so ist es von besonderem Vorteil, wenn zunächst mit Hilfe der herkömmlichen Mittel, beispielsweise eines im Lee des Rotors befindlichen Anemometers die Maschinenhausausrichtung grob vorgenommen wird und dann eine Feineinstellung mittels des erfindungsgemäßen Verfahrens erfolgt. Der große Vorteil bei diesem Verfahren liegt in der geschilderten Anwendung darin, dass eine Windrichtung nicht mehr gemessen werden muss, sondern die korrekte Ausrichtung im Wind indirekt über eine gleichmäßige Belastung der Rotorblätter in der Rotorebene festgestellt wird. Diese ist unabhängig von etwaigen Staueffekten oder Verwirbelungen im Bereich der Rotorblätter und kann sehr zuverlässig und genau erfasst werden, erlaubt so eine sehr winkelgenaue Ausrichtung des Maschinenhauses im Wind und damit eine gute Optimierung der Leistungsausbeute.
In ähnlicher Weise kann das erfindungsgemäße Verfahren in einer alternativen bzw. zusätzlichen Anwendung genutzt werden, um die
Anstellwinkel (auch Pitchwinkel genannt) wenigstens eines Rotorblattes zu verändern bzw. zu optimieren. Hierzu können z.B. entlang einer im
Wesentlichen vertikalen Linie zu zwei unterschiedlichen Punkten des oben erwähnten, idealisiert und vereinfacht angenommenen Kreises um die Rotorachse ausgerichtete Abstandssensoren verwendet werden, die dann entsprechende Abstände und damit Durchbiegungen der Rotorblätter erfassen. Insbesondere bei stärkeren Winden wird man bei gleicher Pitchwinkeleinstellung für alle Rotorblätter feststellen, dass die
Rotorblätter beim unteren Durchgang in Bodennähe einen größeren Abstand zum jeweiligen Sensor aufweisen als in ihrem oberen,
bodenfernen Durchgang. Dies kann genutzt werden, um insbesondere den Blattwinkel im Bereich des unteren Durchganges abzuflachen und damit in diesem Bereich eine höhere Energieausbeute und einen besseren
Leistungseintrag zu erwirken. Es ist dabei insbesondere denkbar, ausgehend von einer maximalen Belastung des Rotorblattes einen minimalen Betriebsabstand vorzugeben, und diesen abhängig von der Blattposition als Führungsgröße für die Verstellung des Pitchwinkels zu verwenden. Diese individuelle Verstellung des Pitchwinkels bzw.
Anstellwinkels des Rotorblattes erlaubt es, insbesondere im bodennahen Bereich eine höhere Ausbeute der dort naturgemäß geringeren
Strömungsgeschwindigkeit des Windes und damit einen höheren
Energieeintrag zu erzielen und damit insgesamt die Leistung der
Windenergieanlage zu erhöhen. Auch hier ergibt sich ein optimales Messergebnis bei zwei Sensoren, wenn die im Wesentlichen vertikale Linie durch den Mittelpunkt der Rotordrehachse oder aber nahe bei demselben verläuft.
[0015] Für eine Verfeinerung der Messung, insbesondere bei der Anwendung zur blattweise vorgenommenen Einzelverstellung der Pitchwinkel können auch mehr als ein Abstandssensor vorgesehen und entsprechend eine Vielzahl von gemessenen Abstandsdaten ausgewertet werden. Dabei ist es auch grundsätzlich möglich, die beiden genannten Stellgrößen gleichzeitig mit einem erfindungsgemäßen Verfahren zu beeinflussen für die Steuerung der Windenergieanlage, beispielsweise indem Abstandssensoren entlang einer horizontalen und weitere Abstandssensoren entlang einer vertikalen Linie an unterschiedlichen Punkten auf dem erwähnten und vereinfachend angenommenen Kreis jeweils paarweise den Abstand messen. Genauso gut ist es aber auch möglich, Abstandssensoren in unterschiedlicher Verteilung in verschiedenen Winkeln entlang des vereinfachend
angenommenen Kreises um die Rotorachse Messungen vornehmen zu lassen, z.B. drei solcher Abstandssensoren und dann rechnerisch entsprechende horizontale und vertikale Abstandsunterschiede zu ermitteln mit bekannten mathematischen Methoden der Trigonometrie.
[0016] Um eventuelle Messausreißer oder Fehler aufgrund von böigem Wind oder dgl. zu eliminieren, können die Abstandssignale über einen vorgegebenen Zeitraum gemessen und gern ittelt werden und erst die gemittelten Abstandssignale als Führungsgrößen für die Steuerung der Windenergieanlage Verwendung finden.
[0017] Ferner ist es in dem erfindungsgemäßen Verfahren von Vorteil, wenn die Abstandssignale rotorblattweise indiziert und so verarbeitet werden. So können jedem einzelnen der Rotorblätter entsprechende Abstandssignale zugeordnet und es können darüber hinaus Einzelauswertungen für jedes der Rotorblätter vorgenommen werden. Damit können z.B. auch anormale Auslenkungen einzelner Rotorblätter erkannt werden, die z.B. auf eine Materialermüdung zurückzuführen sind. Dies ist von besonderem Vorteil, da auf diese Weise frühzeitig entsprechende Materialermüdungen erkannt und Gegenmaßnahmen ergriffen werden können (z.B. Reparatur oder Austausch des Blattes oder Anhalten der Windenergieanlage), um folgenschwere Unfälle, wie z.B. eine Kollision des Blattes mit dem Turm zu vermeiden.
Kurze Beschreibung der Zeichnungen
[0018] Weitere Vorteile und Merkmale der Erfindung ergeben sich aus der
nachfolgenden Beschreibung eines Ausführungsbeispiels anhand der beigefügten Figuren. Dabei zeigen:
[0019] Fig. 1 in schematischer Darstellung eine Aufsicht auf eine
Windenergieanlage, deren Rotor schräg angeströmt ist zur Verdeutlichung einer möglichen Nutzungsvariante des erfindungsgemäßen Verfahrens; und
[0020] Fig. 2 schematisch eine Seitenansicht einer Windenergieanlage sowie ein Windgeschwindigkeitsprofil über Grund zur Verdeutlichung einer weiteren Anwendungsvariante des Verfahrens.
Weg(e) zur Ausführung der Erfindung
[0021] Nachfolgend wird anhand der stark schematisierten Darstellungen das erfindungsgemäße Verfahren in zwei möglichen Grundanwendungen erläutert und beschrieben.
[0022] In Fig. 1 ist eine Windenergieanlage 1 in einer schematischen Aufsicht von oben dargestellt. Auf dem in dieser Ansicht nicht erkennbaren Turm ist gegenüber diesem in dem Azimutwinkel verstellbar ein Maschinenhaus 2, auch als Gondel bezeichnet, aufgesetzt, an welchem rotierbar ein Rotor 3 angelagert ist. Der Rotor 3 setzt sich zusammen aus einer Nabe 4 und den daran angeordneten Rotorblättern 5.
[0023] Auf dem Maschinenhaus 2 sind hier nur schematisch angedeutet zwei berührungslos arbeitende Abstandssensoren 6 angeordnet, die entlang in der Zeichenebene liegenden und verlaufenden Messstrecken 7 und 8 in Richtung der äußeren Enden der Rotorblätter Abstandsmessungen vornehmen. Die Messstrecken 7, 8 sind um einen identischen Winkel α zu der Längsmittelachse des Maschinenhauses, die gleich der Rotordrehachse A ist, geneigt. Entsprechend peilen die Abstandssensoren die durchstreifenden Rotorblätter symmetrisch an. Bei gleicher
Durchbiegung der Rotorblätter ergeben sich insoweit gleiche
Abstandswerte, jedenfalls innerhalb einer vorgegebbaren Toleranz.
[0024] In Fig. 1 ist angedeutet, dass der Wind W den Rotor 3 der
Windenergieanlage 1 in einer von 90° zu der Rotorebene abweichenden schrägen Richtung anströmt. Diese Schräganströmung bewirkt, dass das in der Figur rechts dargestellte Rotorblatt 5 stärker durchbiegt als das in der Figur links dargestellte Rotorblatt 5, so dass sich eine
Abstandsdifferenz ergibt. Der Abstand entlang der Messstrecke 8 ist kürzer als der Abstand zum Rotorblatt 5 entlang der Messstrecke 7. Diese Differenz wird nach dem erfindungsgemäßen Verfahren in einer Steuerung ausgewertet und zum Nachführen des Azimutwinkels des
Maschinenhauses genutzt, wobei dieses in Richtung der Messstrecke des kürzeren Abstandes gedreht und somit in die richtige Ausrichtung zum Wind gefahren wird.
[0025] In Fig. 2 ist eine zweite Anwendung des erfindungsgemäßen Verfahrens in einer schematischen Seitenansicht einer Windenergieanlage 1 dargestellt und erläutert. Die Windenergieanlage 1 besteht wiederum aus einem Turm 9, mit einem an dessen oberen Ende drehbar angesetzten Maschinenhaus 2 und einem an dem Maschinenhaus drehbar angelagerten Rotor 3, bestehend aus Nabe 4 und Rotorblättern 5. An dem Maschinenhaus 2 sind wiederum berührungslose Abstandssensoren 6 angeordnet, die diesmal innerhalb einer vertikalen Ebene liegende Messstrecken 10 und 1 1 verfolgen. Die Messstrecken 10 und 1 1 sind erneut mit gleichem
Winkel zur Rotordrehachse A angeordnet, hier den Winkel ß.
[0026] Ferner ist dargestellt, wie sich schematisch ein Windgeschwindigkeitsprofil WP ergibt, mit in der Nähe des Bodens B geringeren
Windgeschwindigkeiten (dargestellt durch kürzere Pfeile) und in höheren Lagen größeren Windgeschwindigkeiten (dargestellt durch längere Pfeile).
[0027] Aufgrund dieser unterschiedlichen Verteilung der Windgeschwindigkeiten ergibt sich, dass bei gleicher Pitchwinkeleinstellung, also bei gleich eingestellten Anstellwinkeln für alle Rotorblätter 5, im oberen Bereich der Windenergieanlage 1 , also bodenfern, durchlaufende Rotorblätter 5 eine höhere Durchbiegung erfahren, als bodennahe Rotorblätter 5. Diese Unterschiede in der Durchbiegung können mit dem erfindungsgemäßen Verfahren erfasst und zur Nachregelung des Anstellwinkels der oberen und/oder unteren Rotorblätter 5 genutzt werden. Dies geschieht insbesondere mit dem Ziel, eine höhere Energie- bzw. Leistungsausbeute dadurch zu erzielen, dass die im unteren Bereich der Windenergieanlage durchlaufenden Rotorblätter 5 mit einem flacheren Anstellwinkel und damit einem im Querschnitt größeren Profil eingestellt werden, so dass diese ein höheres Maß an Windenergie aufnehmen und zum Antreiben des
Generators in das System überführen können.
[0028] Aus der voranstehenden Beschreibung ist noch einmal deutlich geworden, mit welch vergleichsweise einfachen Mitteln das erfindungsgemäße Verfahren umgesetzt werden kann, um die Leistungsausbeute von
Windenergieanlagen zu optimieren.
[0029] Bezugszeichenliste
[0030] 1 Windenergieanlage
[0031] 2 Maschinenhaus
[0032] 3 Rotor
[0033] 4 Nabe
[0034] 5 Rotorblatt
[0035] 6 Abstandssensor
[0036] 7 Messstrecke
[0037] 8 Messstrecke
[0038] 9 Turm
[0039] 10 Messstrecke
[0040] 1 1 Messstrecke
[0041] A Rotordrehachse
[0042] B Boden
[0043] W Wind
[0044] WP Windgeschwindigkeitsprofil
[0045] α Winkel [0046] ß Winkel

Claims

Ansprüche
1. Verfahren zum Steuern einer Windenergieanlage, die einen Turm, ein an dem Turm horizontal verdrehbar angeordnetes Maschinenhaus sowie einen an dem Maschinenhaus drehbar angeordneten Horizontalrotor aufweist, wobei mittels wenigstens zwei ortsfest zu dem Maschinenhaus und symmetrisch zu der Rotordrehachse angeordneten berührungslosen Abstandssensoren, deren Messstrecken zu der Rotordrehachse symmetrisch verlaufen, an wenigstens zwei unterschiedlichen Messpunkten der Abstand zu den durchstreichenden Rotorblättern gemessen und die gemessenen Abstandssignale oder eine Differenz der Signale als Führungsgröße für die gesteuerte oder geregelte Verstellung von Stellgrößen der Windenergieanlage verwendet werden.
2. Verfahren nach Anspruch 1 , dadurch gekennzeichnet, dass zwei Messpunkte auf einer horizontalen Linie liegen und dass die gemessenen Abstandswerte zu den Rotorblättern bzw. deren Differenz als Führungsgröße zum Verstellen des Azimutwinkels des Maschinenhauses relativ zu dem Turm verwendet werden.
3. Verfahren nach Anspruch 2, dadurch gekennzeichnet, dass das
Maschinenhaus so lange in der Richtung, in welcher der kürzere Abstand zu dem Rotorblatt gemessen wird, nachgefahren wird, bis die gemessenen Abstände an den zwei Messpunkten innerhalb einer vorgegebenen
Toleranzschwelle gleich sind bzw. die Differenz zwischen den gemessenen Abständen unterhalb einer vorgegebenen Toleranzschwelle liegt.
4. Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche, dadurch
gekennzeichnet, dass zwei Messpunkte auf einer vertikalen Linie liegen und dass die gemessenen Abstandswerte zu den Rotorblättern bzw. deren
Differenz als Führungsgröße zum Verstellen des Anstellwinkels wenigstens eines Rotorblattes verwendet werden.
5. Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche 2 bis 4, dadurch
gekennzeichnet, dass die horizontale und/oder die vertikale Linie, auf der zwei Messpunkte liegen, die Drehachse des Rotors schneidet.
6. Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche, dadurch
gekennzeichnet, dass die Abstandssignale über einen vorgegebenen Zeitraum gemessen und gern ittelt werden und dass die gemittelten Abstandssignale als Führungsgrößen verwendet werden.
7. Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche, dadurch
gekennzeichnet, dass die Abstandssignale rotorblattweise indiziert und so verarbeitet werden.
8. Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche, dadurch
gekennzeichnet, dass als berührungslose Abstandssensoren optische
Abstandssensoren, insbesondere Laserabstandssensoren verwendet werden.
PCT/EP2010/065530 2009-10-21 2010-10-15 Verfahren zum steuern einer windenergieanlage Ceased WO2011048024A2 (de)

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