WO2013034235A1 - Verfahren und vorrichtung zum bestimmen eines gierwinkelfehlers einer windkraftanlage und windkraftanlage - Google Patents
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Definitions
- the present invention relates to a method and an apparatus for the
- a yaw rate error of a wind turbine and a wind turbine Determining a yaw rate error of a wind turbine and a wind turbine.
- a rotor is attached to a nacelle.
- the nacelle can be rotated to align the rotor according to the wind direction.
- wind vanes are mounted on the nacelle.
- the wind vanes are located behind the rotor plane and thus in the wake of the rotor.
- There is a very turbulent current. Therefore, the measurement of a wind vane is averaged over a long period of usually 10 minutes.
- the yaw rate error i. the orientation error of the wind turbine to wind, determined, and adjusted the orientation of the nacelle to the wind.
- the wind turbine can not follow short-term changes in the wind direction.
- systematic errors occur, so that the wind turbine itself has a medium orientation error of several degrees even over long periods of time. These have their cause in that the wind over the
- Rotor surface distributed has different directions of flow possesses. As a result, the measurement at one point on the nacelle does not correspond to that averaged over the rotor surface
- the wake flow of the rotor can influence the wind vane so that even on average it does not detect the correct wind direction in the rotor plane. It is the object of the present invention to provide an improved method and apparatus for determining a yaw rate error of a wind turbine and an improved wind turbine. This object is achieved by a method and a device for determining a yaw rate error of a wind power plant and by a wind power plant according to the main claims.
- Rotor blade acting moments can be measured.
- a measurement representing such a moment may be used to determine the yaw rate error.
- For each rotor blade of the rotor, at least one corresponding moment can be detected and used to determine the yaw angle error.
- a method of determining a yaw rate error of a wind turbine includes the following step:
- the wind turbine can have a rotor, by the rotation of which a generator can be driven.
- the rotor can be arranged pivotable about a vertical axis of the wind turbine.
- the rotor is attached to the nacelle and the nacelle is pivotable on the nacelle Tower attached. In this way, the rotor is pivoted with a pivoting of the nacelle with the nacelle.
- an axis of rotation of the rotor can be placed in the wind so that the axis of rotation is aligned parallel to the wind direction or at least parallel to a horizontal portion of the wind direction. Due to the horizontal portion of the wind direction, a portion of the wind running parallel to a pivoting plane of the rotor can be understood. If the axis of rotation is aligned parallel to the wind direction, there is no yaw angle error.
- the axis of rotation may correspond to a longitudinal axis of a rotor shaft of the rotor.
- Yaw angle error of the wind turbine can be a horizontal angle between the
- the rotor may comprise the at least one rotor blade. If the rotor has a plurality of rotor blades, then the yaw angle error can be determined based on the respective moments acting on the plurality of rotor blades. A value of the moment can be connected via an interface to a
- Detecting means are formed, which is designed to detect the moment. Values of the moment can be continuous, d. H. detected several times per full revolution of the rotor and used together with existing at the respective detection times rotor positions with respect to a rotation of the rotor about the rotation axis for determining the yaw rate error.
- in the step of determining the yaw angle error may be determined based on a blade root bending moment of the at least one rotor blade.
- the blade root of the rotor blade may be defined by a transition region between the rotor blade and the rotor shaft of the rotor.
- the blade root bending moment can thus correspond to a bending moment existing at the transition area.
- the blade root bending moment can act perpendicular to the rotor plane
- Leaf root bending moment can be determined in known manner by means of suitable sensors,
- strain gauges are detected, which are arranged on or in the at least one rotor blade.
- control methods such as the individual
- the blade root bending moment can be continuously recorded to set a pitch angle of the rotor blade.
- an already acquired measured value can additionally be used to determine the yaw angle error.
- the step of determining the yaw angle error may be determined based on a torque of an adjusting device for adjusting a pitch angle of the at least one rotor blade.
- the adjusting device may be a pitch drive.
- Rotor blade axis can be rotated to change a current pitch angle, or the rotor blade can be prevented from rotating around the rotor blade axis to maintain the current pitch angle.
- a value of the torque can be detected by means of a sensor arranged on the adjusting device or by an evaluation of a
- Control variable for example, a drive current or a drive voltage to be determined for driving the adjusting device.
- the pitch angle of the rotor blade is continuously adjusted during operation of the wind turbine, so that current values for the torque of the adjusting device are continuously available.
- a step of determining an asymmetrical load of a rotor of the wind turbine can be determined based on the moment.
- the yaw rate error may be determined based on the asymmetric load.
- the asymmetric load can be caused, inter alia, that the axis of rotation of the rotor is oriented obliquely to the wind direction.
- Loading may be determined by a pitching moment acting on the wind turbine and additionally or alternatively by a yaw moment acting on the wind turbine.
- the pitching moment and the yawing moment can each be caused by moments transmitted from the rotor blades to the rotor shaft.
- the yawing moment and the pitching moment can be determined from the blade root bending moments detected at the specific time, the pitch angles existing at the specific time and the rotor position existing at the specific time.
- the asymmetric load can be determined during operation of the wind turbine with individual pitch control.
- the yaw rate error can be determined based on already existing data. For example, in the step of determining the yaw angle error based on the asymmetric load and a known relationship between the
- asymmetric load and yaw angle error A portion of the asymmetric load can be caused by the fact that the axis of rotation of the rotor is oriented obliquely to the wind direction.
- the yaw rate error may be based are determined on a known relationship between the yaw rate error and the proportion of the asymmetric load caused by the yaw rate error.
- the asymmetric loading may be determined by a pitching moment acting on the wind turbine and additionally or alternatively by a yawing moment acting on the wind turbine.
- the yaw angle error may further be determined based on a wind direction signal indicative of a wind direction
- Wind direction measuring device are determined.
- the wind direction measuring device can be arranged on or on the wind power plant.
- the wind direction measuring device can be arranged on or on the wind power plant.
- Wind direction measuring device to be arranged at the height of the rotor of the wind turbine.
- the wind direction measuring device may comprise one or more wind vanes.
- the wind direction signal may indicate a prevailing wind direction in the measuring range of the wind direction measuring device.
- the wind direction signal can be combined with the torque acting on the at least one rotor blade or a variable determined therefrom.
- the step of determining the yaw angle error may be determined using an observer system.
- an observer system known methods, for example a Luenberg observer or a Kalman filter, can be implemented.
- the moment acting on the at least one rotor blade can be incorporated into the observer system as an input variable.
- the observer system can be configured to compare a modeled yaw angle error determined on the basis of a model of the yaw behavior of the wind turbine with a measured value, for example a sensor of the wind turbine. For example, by means of the observer system, a yaw angle error based on the moment with the wind direction signal of the
- Wind direction measuring device or a determined from the wind direction signal yaw angle error are linked.
- at least one additional measured value At least one additional measured value
- the wind direction signal as an input into the observer system.
- a current orientation of the rotor as an input variable can be incorporated into the observer system.
- a device for determining a yaw rate error of a wind turbine has the following feature: a device for determining the yaw angle error based on a torque which represents a moment acting on at least one rotor blade of the wind turbine.
- the apparatus may be configured to implement the steps of the method for determining a yaw rate error in suitable devices.
- a device can be understood as meaning an electrical device which processes sensor signals and outputs control signals in dependence thereon.
- the device may have an interface, which may be formed in hardware and / or software.
- the interfaces may be part of a hardware-based training
- the interfaces are their own integrated circuits or at least partially consist of discrete components.
- the interfaces may be software modules that are present, for example, on a microcontroller in addition to other software modules.
- the device may comprise at least one detection device for detecting the moment.
- the detection device can be designed, for example, to detect an elastic deformation, for example a bending, of the at least one rotor blade.
- the detection device can be designed as a strain gauge, which is attached to a wall of the rotor blade.
- the detecting means may be configured to apply a force acting between the rotor blade and a rotor blade shaft to which the rotor blade is fixed, or between the rotor blade and the rotor blade
- Rotor blade shaft acting moment to measure or detect This can be the
- Detection device may be arranged for example on a pitch drive of the rotor blade or coupled to the pitch drive to measure at least one manipulated variable or operating variable of the pitch drive, from which the torque can be determined.
- the device may have a suitable interface for receiving a value representing the moment of the detection device.
- a suitable sensor or a suitable measuring device can be used as detection device.
- Corresponding detection devices are typically already present at a wind turbine.
- a wind turbine may include: an apparatus for determining a yaw rate error of a wind turbine; and an azimuth drive for aligning a rotor of the wind turbine using the yaw rate error.
- the apparatus may be configured to generate a signal representing the yaw rate error and output to the azimuth drive via a suitable interface. Also, the device may be configured to be based on the yaw rate error
- the control signal may be suitable for driving the azimuth drive in such a way that the yaw angle error is reduced.
- the azimuth drive may be configured to rotate the rotor or an axis of rotation of the rotor in a horizontal plane. In this way, the rotor can be aligned according to the wind direction, ie
- the device may be part of a control device for controlling the wind turbine.
- a computer program product with program code which can be stored on a machine-readable carrier such as a semiconductor memory, a hard disk memory or an optical memory and is used to carry out the method according to one of the embodiments described above, if the
- Program is executed on a device corresponding to a computer.
- Fig. 1 is a schematic representation of a rotor according to an embodiment of the
- Fig. 2 is a schematic representation of a pitch drive according to a
- FIG. 3 is a schematic plan view of a wind turbine according to
- Fig. 4 is a schematic representation of a wind turbine according to
- FIG. 5 is a flowchart of a method for determining a yaw rate error of a wind turbine according to an embodiment of the invention.
- the same or similar elements may be provided in the following figures by the same or similar reference numerals.
- the figures of the drawings, the description and the claims contain numerous features in combination. It is clear to a person skilled in the art that these features are also considered individually or that they can be combined to form further combinations not explicitly described here.
- Fig. 1 shows a schematic representation of a rotor 101 of a wind turbine according to an embodiment of the invention.
- the rotor 101 has three rotor blades 103.
- the rotor blades 103 are fastened to a rotor shaft 105.
- Pitch angles ßi, ß 2, ß 3 of the rotor blades 103 can be adjusted. Adjusting one of the pitch angles ⁇ 2 , ⁇ 3 causes the respective rotor blade 103 to rotate about the longitudinal axis of the respective rotor blade 103.
- the number of rotor blades 103 is selected by way of example.
- FIG. 2 shows a schematic illustration of a pitch drive 210 according to FIG.
- a rotor blade 103 for example one of the rotor blades shown in FIG. 1, is rotatably attached to its rotor blade root via a pitch bearing on the rotor shaft 105.
- Drive-effective torques are introduced via the pitch bearing on the rotor shaft 105, which is here called representative of a hub or a shaft.
- the pitch drive 210 By actuating the pitch drive 210, the rotor blade 103 can be rotated about the rotor blade longitudinal axis, so that the pitch angle of the rotor blade 103 is changed.
- the pitch drive 210 is designed to apply a moment 212, a so-called pitch moment or holding moment, which rotates the rotor blade 103 about its longitudinal axis or holds the rotor blade 103 about its longitudinal axis.
- the moment 212 may be a torque that causes the rotor blade 103 to rotate with respect to the shaft 105, or the moment 212 may be a holding torque that maintains a current pitch angle of the rotor blade 103.
- a magnitude of the moment 2 2 can be measured or determined via a detection device and used to determine a yaw rate error of the wind turbine.
- the rotor blade is surrounded by wind.
- a wind direction 214 of the wind runs according to this embodiment parallel to a longitudinal axis of the rotor shaft 105.
- the rotor of the wind turbine is directly flowed from the front, so that there is no yaw angle error.
- the wind impinging on the rotor blade 103 causes a blade root bending moment 216 at the blade root of the rotor blade 103
- Blade root bending moment 216 can turn into an out of a plane of the rotor
- Impact bending torque 220 and acting in the rotor plane driving bending moment 218 are divided.
- the drive bending moment 218 and the impact bending torque 220 are introduced to the rotor shaft 105 via the pitch bearing of the pitch drive 210.
- Impact bending torque 220 can cause a pitching moment, which can lead to a pitching movement of the wind turbine. Furthermore, the impact bending torque 220 can cause a yaw moment that, together with further impact bending moments of other rotor blades, can lead to a yawing motion of the wind turbine.
- the yawing moment can lead around a vertical axis, for example a longitudinal axis of a tower of the wind turbine.
- a magnitude of the blade root bending moment 216 may be measured or determined via a detection device and used to determine a yaw rate error of the wind turbine.
- the impact bending moments 220 can be determined from the
- Leaf root bending moments 216 are determined. From the impact bending moments 220, in turn, the yaw moment can be determined and from the yawing moment and a known relationship between the yawing moment and the yaw angle error, the
- FIG. 3 shows a schematic plan view of a wind power plant according to an exemplary embodiment of the invention. Shown is a rotor 101 which is attached via a rotor shaft 105 to a nacelle 325.
- the rotor 101 may be the rotor described with reference to FIG.
- a wind direction measuring device in the form of a wind vane 327 is arranged on the nacelle 325.
- the wind vane 327 is formed around a
- Wind direction 214 detect a wind blowing in the area of the wind vane 327 wind and output a wind direction 214 corresponding wind direction signal.
- an orientation of the rotor shaft 105 deviates from the wind direction 214, so that a yaw angle error 329 is defined, which is defined by the angle between the wind direction 214 and a longitudinal axis of the rotor shaft 105.
- the yaw rate error 329 may be altered by rotation of the nacelle 325 about a vertical axis. When the nacelle 325 is rotated so that a rotor blade plane of the rotor 101 is oriented orthogonal to the wind direction 214 and the rotor 101 faces the wind, there is no yaw rate error 329.
- the wind vane 327 is disposed in the lee of the rotor 101 when the wind turbine is operated.
- the wind can be swirled, so that the wind direction detected by the wind vane 327 may differ from a wind direction prevailing on the windward side of the rotor 101. Therefore, a yaw rate error 329 may exist even though the wind vane 327 is aligned parallel to the rotor shaft 105.
- torques acting on the rotor blades of the rotor 101 for example the torques described with reference to FIG. 2, can be evaluated.
- Fig. 4 shows a schematic representation of a wind turbine according to a
- Embodiment of the invention This may be the reference to FIG. 3
- the wind turbine has a rotor 101, which is fastened to a nacelle 325 via a rotor shaft 105.
- a rotor 101 which is fastened to a nacelle 325 via a rotor shaft 105.
- a rotor shaft 105 In the gondola 325 is a
- Generator 430 is arranged, which can be driven via the rotor shaft 105 directly or via a transmission. By the generator 430, the rotational movement of the rotor shaft 105 are used to generate electrical energy.
- a wind vane 327 for detecting the wind direction 214 is arranged on a top side of the nacelle 325.
- the nacelle 325 is rotatably mounted on a tower 432.
- the wind turbine has an azimuth drive 434.
- the azimuth drive 434 is designed to rotate the nacelle 325 about a vertical axis, here a longitudinal axis of the tower 432. By rotating the nacelle 325, the rotor 101 can be pivoted so that the rotor 101 is placed directly in the wind.
- the wind turbine has a device 436 for determining the yaw rate error of the wind turbine.
- the device 436 has an interface over which the
- Device 436 is connected to the rotor 101 arranged detection means.
- the detection devices may be detection devices, as described with reference to FIG. 2.
- the detection devices are designed to detect a moment acting on the respective rotor blade for each rotor blade of the rotor 101 and to output corresponding values to the device 436 to the detected moments.
- the device 436 is designed to be made of those of the
- Detected devices issued values of the detected moments
- the device 436 may additionally use angular positions of the rotor blades of the rotor 101 detected at the respective times at which the torques were detected.
- the device 436 is designed to be removed from the
- Yaw angle error to generate a control signal for driving the azimuth drive 434 and output via an output interface to the azimuth drive 434.
- the control signal is configured to drive the azimuth drive 434 so that the nacelle 325 is pivoted so that the yaw rate error is reduced.
- the device 436 may be configured to detect a current position of the nacelle 325 from the
- the device 436 is designed to receive a wind direction signal of the wind vane 327 via a further interface and to use it for determining or safeguarding the yaw angle error.
- the device can be designed to use the received moments of the rotor blades of the rotor 101 and the wind direction signal of the wind vane 327 as input variables of an observer system of the wind turbine and to determine the yaw rate error with the aid of the observer system.
- FIG. 5 shows a flow chart of a method for determining a yaw rate error of a wind turbine according to an embodiment of the invention.
- Wind turbine can be the wind turbine shown in Fig. 4.
- the method may be performed, for example, in the yaw rate error determining apparatus shown in FIG.
- a step 541 at least one value of a torque is received which acts on at least one rotor blade of the wind turbine.
- a step 543 at least one
- Wind direction signal combined to determine a yaw rate error of the wind turbine.
- a value of the yaw rate error is output or further processed, for example, to generate a control signal for driving a drive of the wind turbine in order to control the wind turbine, that the
- Yaw angle error is eliminated or reduced.
- the steps 541, 543, 545, 547 can be repeated continuously in order to be able to counteract a newly occurring yaw angle error at an early stage.
- control of an azimuth drive 434 of a wind turbine is realized.
- the controller can be referred to as Enhanced Yaw Control.
- the azimuth drive 434 rotates the nacelle 325 of the
- Wind turbine and aligns this parallel to Windanströmung.
- the acting forces are blade root bending moments 216, which are commonly used in modern control methods such as the individual pitch control as an input signal for adjusting the pitch angle ⁇ 2 ⁇ , p 3 of the blades 103.
- the individual pitch control as an input signal for adjusting the pitch angle ⁇ 2 ⁇ , p 3 of the blades 103.
- Wind turbines should always align the rotor plane as perpendicular as possible to the wind flow in order to achieve optimum power output.
- Wind shear in the vertical direction caused for example by boundary layers, yaw angle error 329, gusts and turbulence, impoundment of the flow at the tower, etc.
- One approach to reduce these asymmetric aerodynamic loads is the
- Anstellwinkel also called pitch angle, the leaves 103 to adjust individually.
- IPC Individual Pitch Control, IPC. This typically sensors in or on the
- Rotor blades 103 mounted to measure the blade root bending moments 216. This then, with the help of the known pitch angle ß ⁇ ß 2 , ß 3 of the rotor blade 103, the
- Bending moment 220 determined.
- the impact bending torque 220 is the moment acting out of the rotor plane. This then serves as a control variable for the individual blade adjustment.
- the prevailing yaw angle error 329 can be determined from the blade root bending moments 216 measured for the individual pitch control and the asymmetrical loads of the rotor 101 calculated therefrom, ie in particular the pitching moment and the yawing moment be determined. By changing the orientation of the plant, the yaw rate error 329 can be reduced.
- a pure oblique flow of a wind turbine results mainly in a pitching moment on the rotor 101, associated with a smaller yaw moment.
- yaw angle error 329 The relationship between yaw angle error 329 and the resulting asymmetric load is known, so the yaw angle error 329 can be calculated from the asymmetric load.
- asymmetric loads can also arise from other effects, such as wind shear in the vertical direction (boundary layers), gusts and turbulence, impoundment of the flow at the tower, etc. That's why
- a Kalman filter can be used as an observer. It serves to fuse the sensor data from different sensors.
- the wind vane 327 can be used as an input to the observer, which provides a correct, but with a strong noise and possibly an offset superimposed, measurement signal.
- the rate of change of the pitching moment provides a measuring signal which is superposed with a much lower noise.
- a Kalman filter is now able to determine from the two measured variables a corrected yaw angle error signal which is the actual
- Yaw angle error 329 follows quickly by measuring the pitching moment and also remains correct over long periods by the correction via the wind vane 327.
- To determine the pitching moment can be a suitable sensor for measuring
- Blade root bending moments 220 and an evaluation device for determining the
- Rotor blade positions are used.
- Torque 212 derived signals can be used for example for a damping function, a torque arm and for the azimuth drive 434.
- detection of the torque 212 on the pitch drive 210 can be used for triggering a damping function or as a torque support. Additionally or alternatively, detecting the torque 212 at the pitch drive 210 may be used to drive the pitch drive 210 to reduce the main torque. Additionally or alternatively, a detection of the torque 212 on the pitch drive 210 for wind direction detection and thus for driving the azimuth drive can be used.
- Determining a desired value or generating the signals for the pitch drives 210 are performed.
- the measured signals 212 may be used to adjust for the optimal position of the torque arm damping and the optimum pitch angle.
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Abstract
Ein Verfahren zum Bestimmen eines Gierwinkeifehlers einer Windkraftanlage umfasst einen Schritt des Bestimmens (545) des Gierwinkeifehlers basierend auf einem an zumindest einem Rotorblatt der Windkraftanlage wirkenden Moments.
Description
Verfahren und Vorrichtung zum Bestimmen eines Gierwinkelfehlers einer
Windkraftanlage und Windkraftanlage
Beschreibung
Die vorliegende Erfindung bezieht sich auf ein Verfahren und eine Vorrichtung zum
Bestimmen eines Gierwinkelfehlers einer Windkraftanlage sowie auf eine Windkraftanlage. Bei einer Windkraftanlage ist ein Rotor an einer Gondel befestigt. Die Gondel kann gedreht werden, um den Rotor entsprechend der Windrichtung auszurichten. Zur Messung der Windrichtung werden Windfahnen auf der Gondel angebracht. Die Windfahnen befinden sich hinter der Rotorebene und damit im Nachlauf des Rotors. Dort herrscht eine sehr turbulente Strömung. Deshalb wird die Messung einer Windfahne über einen langen Zeitraum von üblicherweise 10 Minuten gemittelt. Auf Basis des gemittelten Signals der Windfahne wird der Gierwinkelfehler, d.h. der Ausrichtungsfehler der Windkraftanlage zum Wind, bestimmt, und die Ausrichtung der Gondel an den Wind angepasst. Kurzfristigen Änderungen der Windrichtung kann die Windkraftanlage deshalb nicht folgen. Außerdem ergeben sich aufgrund der Messung auf der Gondel systematische Fehler, so dass die Windkraftanlage selbst über längere Zeiträume einen mittleren Ausrichtungsfehler von mehreren Grad aufweist. Diese haben ihre Ursache darin, dass der Wind über die
Rotorfläche verteilt unterschiedliche Anströmungsrichtungen besitzt. Dadurch entspricht die Messung in einem Punkt auf der Gondel nicht der über die Rotorfläche gemittelten
Windrichtung. Außerdem kann die Nachlaufströmung des Rotors die Windfahne so — beeinflussen dass diese selbst im Mittel nicht die korrekte Windrichtung in der Rotorebene erfasst.
Es ist die Aufgabe der vorliegenden Erfindung ein verbessertes Verfahren und eine verbesserte Vorrichtung zum Bestimmen eines Gierwinkelfehlers einer Windkraftanlage und eine verbesserte Windkraftanlage zu schaffen. Diese Aufgabe wird durch ein Verfahren und eine Vorrichtung zum Bestimmen eines Gierwinkelfehlers einer Windkraftanlage sowie durch eine Windkraftanlage gemäß den Hauptansprüchen gelöst.
Auf ein Rotorblatt eines Rotors der Windkraftanlage wirken Kräfte, die im Bereich einer Blattwurzel des Rotorblatts, also in einem Übergangsbereich zwischen dem Rotorblatt und einer Rotorwelle, zu Biegemomenten führen. Die im Bereich der Blattwurzel eines
Rotorblatts wirkenden Momente können gemessen werden. Ein Messwert, der ein solches Moment repräsentiert, kann zur Bestimmung des Gierwinkelfehlers verwendet werden. Für jedes Rotorblatt des Rotors kann zumindest ein entsprechendes Moment erfasst und zur Bestimmung des Gierwinkelfehlers verwendet werden.
Vorteilhafterweise kann auf diese Weise ein, im Vergleich zu einem Signal einer Windfahne, verbessertes Messsignal zur Bestimmung des Gierwinkelfehlers bereitgestellt werden. Durch Verwendung eines solchen verbesserten Messsignals kann die Windkraftanlage genauer im Wind ausgerichtet werden, da die systematischen Messfehler vermieden werden. Zusätzlich ist es möglich, dass die Windkraftanlage auch kurzfristigen Änderungen der Windrichtung folgt. Dadurch wird eine optimierte Leistungsausbeute erzielt und gleichzeitig werden asymmetrische Lasten aufgrund einer Schräganströmung reduziert. Ein Verfahren zum Bestimmen eines Gierwinkelfehlers einer Windkraftanlage umfasst den folgenden Schritt:
Bestimmen des Gierwinkelfehlers basierend auf einem an zumindest einem Rotorblatt der Windkraftanlage wirkenden Moments.
Die Windkraftanlage kann einen Rotor aufweisen, durch dessen Drehung ein Generator angetrieben werden kann. Um den Rotor gegenüber einer Windrichtung auszurichten kann der Rotor um eine vertikale Achse der Windkraftanlage schwenkbar angeordnet sein.
Genauer gesagt ist der Rotor an der Gondel befestigt und die Gondel schwenkbar auf dem
Turm befestigt. Auf diese Weise wird der Rotor bei einer Schwenkung der Gondel mit der Gondel mit geschwenkt. Durch eine Schwenkung des Rotors um die vertikale Achse kann eine Drehachse des Rotors so in den Wind gestellt werden, dass die Drehachse parallel zur Windrichtung oder zumindest parallel zu einem horizontalen Anteil der Windrichtung ausgerichtet ist. Durch den horizontalen Anteil der Windrichtung kann ein parallel zu einer Schwenkebene des Rotors verlaufender Anteil des Winds verstanden werden. Ist die Drehachse parallel zu der Windrichtung ausgerichtet, so liegt kein Gierwinkelfehler vor. Die Drehachse kann einer Längsachse einer Rotorwelle des Rotors entsprechen. Der
Gierwinkelfehler der Windkraftanlage kann einen Horizontalwinkel zwischen der
Windrichtung und der Drehachse des Rotors definieren. Der Rotor kann das zumindest eine Rotorblatt aufweisen. Weist der Rotor mehrere Rotorblätter auf, so kann der Gierwinkelfehler basierend auf den an den mehreren Rotorblättern jeweils wirkenden Momenten bestimmt werden. Ein Wert des Moments kann über eine Schnittstelle zu einer
Erfassungseinrichtungseinrichtung empfangen werden, die ausgebildet ist, um das Moment zu erfassen. Werte des Moments können fortlaufend, d. h. mehrmals pro Vollumdrehung des Rotors erfasst und zusammen mit zu den jeweiligen Erfassungszeitpunkten bestehenden Rotorstellungen bezüglich einer Drehung des Rotors um die Drehachse zur Bestimmung des Gierwinkelfehlers verwendet werden. Gemäß einer Ausführungsform kann im Schritt des Bestimmens der Gierwinkelfehler basierend auf einem Blattwurzelbiegemoment des zumindest einen Rotorblatts bestimmt werden. Die Blattwurzel des Rotorblatts kann durch einen Übergangsbereich zwischen dem Rotorblatt und der Rotorwelle des Rotors definiert sein. Das Blattwurzelbiegemoment kann somit einem an dem Übergangsbereich bestehenden Biegemoment entsprechen. Das Blattwurzelbiegemoment kann einen senkrecht zur Rotorebene wirkenden
Biegemomentanteil, das sogenannte Schlagbiegemoment, und einen eine Drehung des Rotors um die Drehachse bewirkenden Biegemomentanteil aufweisen. Das
Blattwurzelbiegemoment kann auf bekannte Weise mittels geeigneter Sensoren,
beispielsweise Dehnungsmessstreifen, erfasst werden, die an oder in dem zumindest einen Rotorblatt angeordnet sind. Für moderne Regelverfahren, wie der individuellen
Pitchregelung, kann das Blattwurzelbiegemoment fortlaufend erfasst werden, um einen Pitchwinkel des Rotorblatts einzustellen. In diesem Fall kann ein bereits erfasster Messwert zusätzlich zur Bestimmung des Gierwinkelfehlers verwendet werden.
Alternativ oder zusätzlich kann im Schritt des Bestimmens der Gierwinkelfehler basierend auf einem Drehmoment einer EinStelleinrichtung zum Einstellen eines Pitchwinkels des zumindest einen Rotorblatts bestimmt werden. Bei der Einsteileinrichtung kann es sich um einen Pitchantrieb handeln. Mittels des Drehmoments kann das Rotorblatt um eine
Rotorblattachse gedreht werden, um einen aktuellen Pitchwinkel zu ändern, oder das Rotorblatt kann an einer Drehung um die Rotorblattachse gehindert werden, um den aktuellen Pitchwinkel beizubehalten. Ein Wert des Drehmoments kann mittels eines an der EinStelleinrichtung angeordneten Sensors erfasst oder durch eine Auswertung einer
Ansteuergröße, beispielsweise eines Ansteuerstroms oder einer Ansteuerspannung, zum Ansteuern der Einsteileinrichtung bestimmt werden. Typischerweise wird der Pitchwinkel des Rotorblatts im Betrieb der Windkraftanlage fortlaufend angepasst, so dass fortlaufend aktuelle Werte für das Drehmoment der EinStelleinrichtung zur Verfügung stehen.
In einem Schritt des Ermitteins kann eine asymmetrische Belastung eines Rotors der Windkraftanlage basierend auf dem Moment ermittelt werden. Im Schritt des Bestimmens kann der Gierwinkelfehler basierend auf der asymmetrischen Belastung bestimmt werden. Die asymmetrische Belastung kann unter anderem dadurch hervorgerufen werden, dass die Drehachse des Rotors schräg zur Windrichtung ausgerichtet ist. Die asymmetrische
Belastung kann durch ein an der Windkraftanlage wirkendes Nickmoment und zusätzlich oder alternativ durch ein an der Windkraftanlage wirkendes Giermoment bestimmt sein. Das Nickmoment und das Giermoment können jeweils durch von den Rotorblättern auf die Rotorwelle übertragene Momente hervorgerufen werden. Zu einem bestimmten Zeitpunkt können das Giermoment und das Nickmoment aus den zu dem bestimmten Zeitpunkt erfassten Blattwurzelbiegemomenten, den zu dem bestimmten Zeitpunkt bestehenden Pitchwinkeln und der zu dem bestimmten Zeitpunkt bestehenden Rotorstellung ermittelt werden. Die asymmetrische Belastung kann während des Betriebs der Windkraftanlage mit individueller Pitchregelung bestimmt werden. In diesem Fall kann der Gierwinkelfehler basierend auf bereits vorhandenen Daten bestimmt werden. Beispielsweise kann im Schritt des Bestimmens der Gierwinkelfehler basierend auf der asymmetrischen Belastung und einem bekannten Zusammenhang zwischen der
asymmetrischen Belastung und dem Gierwinkelfehler bestimmt werden. Ein Anteil der asymmetrischen Belastung kann dadurch hervorgerufen werden, dass die Drehachse des Rotors schräg zur Windrichtung ausgerichtet ist. Somit kann der Gierwinkelfehler basierend
auf einem bekannten Zusammenhang zwischen dem Gierwinkelfehler und dem Anteil des durch den Gierwinkelfehler hervorgerufenen Anteils der asymmetrischen Belastung bestimmt werden. Die asymmetrische Belastung kann durch ein an der Windkraftanlage wirkendes Nickmoment und zusätzlich oder alternativ durch ein an der Windkraftanlage wirkendes Giermoment bestimmt sein.
Gemäß einer Ausführungsform kann im Schritt des Bestimmens der Gierwinkelfehler ferner basierend auf einem eine Windrichtung anzeigenden Windrichtungssignal einer
Windrichtungsmesseinrichtung bestimmt werden. Die Windrichtungsmesseinrichtung kann an oder auf der Windkraftanlage angeordnet sein. Beispielsweise kann die
Windrichtungsmesseinrichtung auf Höhe des Rotors der Windkraftanlage angeordnet sein. Die Windrichtungsmesseinrichtung kann eine oder mehrere Windfahnen umfassen. Das Windrichtungssignal kann eine im Messbereich der Windrichtungsmesseinrichtung vorherrschende Windrichtung anzeigen. Zum Bestimmen des Gierwinkelfehlers kann das Windrichtungssignal mit dem an dem zumindest einem Rotorblatt wirkenden Moment oder einer daraus ermittelten Größe kombiniert werden.
Beispielsweise kann im Schritt des Bestimmens der Gierwinkelfehler unter Einsatz eines Beobachtersystems bestimmt werden. Als Beobachtersystem können bekannte Verfahren, beispielsweise ein Luenberg-Beobachter oder ein Kaimanfilter, umgesetzt werden. Das an dem zumindest eine Rotorblatt wirkende Moment kann als eine Eingangsgröße in das Beobachtersystem einfließen. Das Beobachtersystem kann ausgebildet sein, um einen basierend auf einem Modell des Gierverhaltens der Windkraftanlage ermittelten modellierten Gierwinkelfehler mit einem Messwert, beispielsweise eines Sensors der Windkraftanlage, abzugleichen. Beispielsweise kann mittels des Beobachtersystems ein basierend auf dem Moment bestimmter Gierwinkelfehler mit dem Windrichtungssignal der
Windrichtungsmesseinrichtung oder einem aus dem Windrichtungssignal bestimmten Gierwinkelfehler verknüpft werden. Somit kann zumindest ein weiterer Messwert,
beispielsweise das Windrichtungssignal, als Eingangsgröße in das Beobachtersystem einfließen. Ferner kann eine aktuelle Ausrichtung des Rotors als Eingangsgröße in das Beobachtersystem einfließen. Durch Einsatz des Beobachtersystems können
unterschiedliche Messwerte, die jeweils für sich allein genommen nicht zur genauen
Bestimmung des Gierwinkelfehlers geeignet sind, miteinander kombiniert werden, um eine genaue Bestimmung des Gierwinkelfehlers zu ermöglichen.
Eine Vorrichtung zum Bestimmen eines Gierwinkelfehlers einer Windkraftanlage weist das folgende Merkmal auf: eine Einrichtung zum Bestimmen des Gierwinkelfehlers basierend auf einem Moment, das ein an zumindest einem Rotorblatt der Windkraftanlage wirkendes Moment repräsentiert.
Die Vorrichtung kann ausgebildet sein, um die Schritte des Verfahrens zum Bestimmen eines Gierwinkelfehlers in geeigneten Einrichtungen umzusetzen. Unter einer Vorrichtung kann vorliegend ein elektrisches Gerät verstanden werden, das Sensorsignale verarbeitet und in Abhängigkeit davon Steuersignale ausgibt. Die Vorrichtung kann eine Schnittstelle aufweisen, die hard- und/oder softwaremäßig ausgebildet sein kann. Bei einer
hardwaremäßigen Ausbildung können die Schnittstellen beispielsweise Teil eines
sogenannten System-ASICs sein, der verschiedenste Funktionen der Vorrichtung beinhaltet. Es ist jedoch auch möglich, dass die Schnittstellen eigene, integrierte Schaltkreise sind oder zumindest teilweise aus diskreten Bauelementen bestehen. Bei einer softwaremäßigen Ausbildung können die Schnittstellen Softwaremodule sein, die beispielsweise auf einem Mikrocontroller neben anderen Softwaremodulen vorhanden sind. Die Vorrichtung kann zumindest eine Erfassungseinrichtung zur Erfassung des Moments umfassen. Die Erfassungseinrichtung kann zum Beispiel ausgebildet sein, um eine elastische Verformung, beispielsweise eine Biegung, des zumindest einen Rotorblatts zu erfassen. Dazu kann die Erfassungseinrichtung als ein Dehnungsmessstreifen ausgeführt sein, der an einer Wand des Rotorblatts befestigt ist. Auch kann die Erfassungseinrichtung ausgebildet sein, um eine zwischen dem Rotorblatt und einer Rotorblattwelle, an der das Rotorblatt befestigt ist, wirkende Kraft oder ein zwischen dem Rotorblatt und der
Rotorblattwelle wirkendes Moment zu messen oder zu erfassen. Dazu kann die
Erfassungseinrichtung beispielsweise an einem Pitchantrieb des Rotorblatts angeordnet sein oder mit dem Pitchantrieb gekoppelt sein, um zumindest eine Stellgröße oder Betriebsgröße des Pitchantriebs zu messen, aus der das Moment ermittelt werden-kann. Die Vorrichtung kann eine geeignete Schnittstelle zum Empfangen eines das Moment repräsentierenden Werts der Erfassungseinrichtung aufweisen. Generell kann als Erfassungseinrichtung ein geeigneter Sensor oder eine geeignete Messeinrichtung eingesetzt werden. Entsprechende Erfassungseinrichtungen sind typischerweise bereits an einer Windkraftanlage vorhanden.
Eine Windkraftanlage kann folgende Merkmale umfassen: eine Vorrichtung zum Bestimmen eines Gierwinkelfehlers einer Windkraftanlage; und einen Azimutantrieb zum Ausrichten eines Rotors der Windkraftanlage unter Verwendung des Gierwinkelfehlers.
Die Vorrichtung kann ausgebildet sein, um ein den Gierwinkelfehler repräsentierendes Signal zu erzeugen und über eine geeignete Schnittstelle an den Azimutantrieb auszugeben. Auch kann die Vorrichtung ausgebildet sein, um basierend auf dem Gierwinkelfehler ein
Steuersignal zu erzeugen und über eine geeignete Schnittstelle an den Azimutantrieb auszugeben. Das Steuersignal kann geeignet sein, um den Azimutantrieb so anzusteuern, dass der Gierwinkelfehler reduziert wird. Der Azimutantrieb kann ausgebildet sein, um den Rotor oder eine Drehachse des Rotors in einer horizontalen Ebene zu drehen. Auf diese Weise kann der Rotor entsprechend der Windrichtung ausgerichtet werden, also
beispielsweise in den Wind gedreht werden. Die Vorrichtung kann Teil eines Steuergeräts zur Steuerung der Windkraftanlage sein. Von Vorteil ist auch ein Computerprogrammprodukt mit Programmcode, der auf einem maschinenlesbaren Träger wie einem Halbleiterspeicher, einem Festplattenspeicher oder einem optischen Speicher gespeichert sein kann und zur Durchführung des Verfahrens nach einer der vorstehend beschriebenen Ausführungsformen verwendet wird, wenn das
Programm auf einem, einem Computer entsprechenden Gerät ausgeführt wird.
Die Erfindung wird nachstehend anhand der beigefügten Zeichnungen beispielhaft näher erläutert. Es zeigen:
Fig. 1 eine schematische Darstellung eines Rotors gemäß einem Ausführungsbeispiel der
Erfindung -
Fig. 2 eine schematische Darstellung eines Pitchantriebs gemäß einem
Ausführungsbeispiel der Erfindung;
Fig. 3 eine schematische Draufsicht auf eine Windkraftanlage gemäß
Ausführungsbeispiel der Erfindung;
Fig. 4 eine schematische Darstellung einer Windkraftanlage gemäß
Ausführungsbeispiel der Erfindung; und
Fig. 5 ein Ablaufdiagramm eines Verfahrens zum Bestimmen eines Gierwinkelfehlers einer Windkraftanlage gemäß einem Ausführungsbeispiel der Erfindung. Gleiche oder ähnliche Elemente können in den nachfolgenden Figuren durch gleiche oder ähnliche Bezugszeichen versehen sein. Ferner enthalten die Figuren der Zeichnungen, deren Beschreibung sowie die Ansprüche zahlreiche Merkmale in Kombination. Einem Fachmann ist dabei klar, dass diese Merkmale auch einzeln betrachtet werden oder sie zu weiteren, hier nicht explizit beschriebenen Kombinationen zusammengefasst werden können.
Fig. 1 zeigt eine schematische Darstellung eines Rotors 101 einer Windkraftanlage gemäß einem Ausführungsbeispiel der Erfindung. Der Rotor 101 weist drei Rotorblätter 103 auf. Die Rotorblätter 103 sind an einer Rotorwelle 105 befestigt. Pitchwinkel ßi, ß2, ß3der Rotorblätter 103 können eingestellt werden. Eine Einstellung eines der Pitchwinkels ß^ ß2, ß3 bewirkt eine Drehung des jeweiligen Rotorblatts 103 um die Längsachse des jeweiligen Rotorblatts 103. Die Anzahl der Rotorblätter 103 ist beispielhaft gewählt.
Fig. 2 zeigt eine schematische Darstellung eines Pitchantriebs 210 gemäß einem
Ausführungsbeispiel der Erfindung. Mittels des Pitchantriebs 210 ist ein Rotorblatt 103, beispielsweise eines der in Fig. 1 gezeigten Rotorblätter, an seiner Rotorblattwurzel über ein Pitchlager an der Rotorwelle 105 drehbar befestigt. Antriebswirksame Drehmomente werden über das Pitchlager auf die Rotorwelle 105, die hier stellvertretend für eine Nabe oder eine Welle genannt ist, eingeleitet.
Von dem Rotorblatt 103 ist ein Querschnitt durch die Rotorblattwurzel gezeigt. Durch eine Betätigung des Pitchantriebs 210 kann das Rotorblatt 103 um die Rotorblattlängsachse gedreht werden, so dass der Pitchwinkel des Rotorblatts 103 verändert wird.
Der Pitchantrieb 210 ist ausgebildet, um ein Moment 212, ein sogenanntes Pitchmoment oder Haltemoment aufzubringen, welches das Rotorblatt 103 um seine Längsachse dreht oder das Rotorblatt 103 um seine Längsachse festhält. Bei dem Moment 212 kann es sich somit um ein Drehmoment handeln, das eine Drehung des Rotorblatts 103 gegenüber der Welle 105 bewirkt oder es kann sich bei dem Moment 212 um ein Haltemoment handeln, aufgrund dessen ein aktueller Pitchwinkel des Rotorblatts 103 gehalten wird. Eine Größe des Moments 2 2 kann über eine Erfassungseinrichtung gemessen oder ermittelt werden und zur Bestimmung eines Gierwinkelfehlers der Windkraftanlage verwendet werden. Im Betrieb der Windkraftanlage wird das Rotorblatt von Wind umströmt. Eine Windrichtung 214 des Winds verläuft gemäß diesem Ausführungsbeispiel parallel zu einer Längsachse der Rotorwelle 105. Somit wird der Rotor der Windkraftanlage direkt von vorne angeströmt, so dass kein Gierwinkelfehler vorliegt. Der auf das Rotorblatt 103 treffende Wind bewirkt ein Blattwurzelbiegemoment 216 an der der Blattwurzel des Rotorblatts 103. Das
Blattwurzelbiegemoment 216 kann in ein aus einer Rotorebene hinaus wirkendes
Schlagbiegemoment 220 und ein in der Rotorebene wirkendes Antriebsbiegemoment 218 aufgeteilt werden. Das Antriebsbiegemoment 218 und das Schlagbiegemoment 220 werden über das Pitchlager des Pitchantriebs 210 auf die Rotorwelle 105 eingeleitet. Das
Schlagbiegemoment 220 kann zusammen mit weiteren Schlagbiegemomenten weiterer Rotorblätter ein Nickmoment bewirken, das zu einer Nickbewegung der Windkraftanlage führen kann. Ferner kann das Schlagbiegemoment 220 ein Giermoment bewirken, dass zusammen mit weiteren Schlagbiegemomenten weiterer Rotorblätter zu einer Gierbewegung der Windkraftanlage führen kann. Das Giermoment kann um eine vertikale Achse, beispielsweise eine Längsachse eines Turms der Windkraftanlage führen. Eine Größe des Blattwurzelbiegemoments 216 kann über eine Erfassungseinrichtung gemessen oder ermittelt werden und zur Bestimmung eines Gierwinkelfehlers der Windkraftanlage verwendet werden.
Gemäß einem Ausführungsbeispiel können zur Bestimmung des Gierwinkelfehlers zunächst für die einzelnen Rotorblätter 103 die Schlagbiegemomente 220 aus den
Blattwurzelbiegemomenten 216 bestimmt werden. Aus den Schlagbiegemomenten 220 kann wiederum das Giermoment bestimmt und aus dem Giermoment und einem bekannten Zusammenhang zwischen dem Giermoment und dem Gierwinkelfehler kann der
Gierwinkelfehler bestimmt werden.
Fig. 3 zeigt eine schematische Draufsicht auf eine Windkraftanlage gemäß einem Ausführungsbeispiel der Erfindung. Gezeigt ist ein Rotor 101 , der über eine Rotorwelle 105 an einer Gondel 325 befestigt ist. Bei dem Rotor 101 kann es sich um den anhand von Fig. 1 beschriebenen Rotor handeln. An der Gondel 325 ist eine Windrichtungsmesseinrichtung in Form einer Windfahne 327 angeordnet. Die Windfahne 327 ist ausgebildet, um eine
Windrichtung 214 eines im Bereich der Windfahne 327 wehenden Winds zu erfassen und ein der Windrichtung 214 entsprechendes Windrichtungssignal auszugeben. Gemäß diesem Ausführungsbeispiel weicht eine Ausrichtung der Rotorwelle 105 von der Windrichtung 214 ab, so dass ein Gierwinkelfehler 329 besteht, der durch den Winkel zwischen der Windrichtung 214 und einer Längsachse der Rotorwelle 105 definiert ist. Der Gierwinkelfehler 329 kann durch eine Drehung der Gondel 325 um eine vertikale Achse verändert werden. Wird die Gondel 325 so gedreht, dass eine Rotorblattebene des Rotors 101 orthogonal zu der Windrichtung 214 ausgerichtet ist und der Rotor 101 in den Wind zeigt, so ist kein Gierwinkelfehler 329 vorhanden.
Gemäß diesem Ausführungsbeispiel ist die Windfahne 327 bei Betrieb der Windkraftanlage in Lee von dem Rotor 101 angeordnet. Durch den Rotor 101 kann der Wind verwirbelt werden, so dass sich die von der Windfahne 327 erfasste Windrichtung von einer auf der Luvseite des Rotors 101 herrschenden Windrichtung unterscheiden kann. Daher kann ein Gierwinkelfehler 329 bestehen, obwohl die Windfahne 327 parallel zur Rotorwelle 105 ausgerichtet ist. Um den Gierwinkelfehler 329 genauer bestimmen zu können, können an den Rotorblättern des Rotors 101 wirkende Momente, beispielsweise die anhand von Fig. 2 beschriebenen Momente, ausgewertet werden.
Fig. 4 zeigt eine schematische Darstellung einer Windkraftanlage gemäß einem
Ausführungsbeispiel der Erfindung. Dabei kann es sich um die anhand von Fig. 3
beschriebene Windkraftanlage handeln. Die Windkraftanlage weist einen Rotor 101 auf, der über eine Rotorwelle 105 an einer Gondel 325 befestigt ist. In der Gondel 325 ist ein
Generator 430 angeordnet, der über die Rotorwelle 105 direkt oder über ein Getriebe angetrieben werden kann. Durch den Generator 430 kann die Drehbewegung der Rotorwelle
105 zur Erzeugung elektrischer Energie genutzt werden. Auf einer Oberseite der Gondel 325 ist eine Windfahne 327 zur Erfassung der Windrichtung 214 angeordnet. Die Gondel 325 ist drehbar auf einem Turm 432 angeordnet. Die Windkraftanlage weist einen Azimutantrieb 434 auf. Der Azimutantrieb 434 ist ausgebildet, um die Gondel 325 um eine vertikale Achse, hier eine Längsachse des Turms 432, zu drehen. Durch eine Drehung der Gondel 325 kann der Rotor 101 so geschwenkt werden, dass der Rotor 101 direkt in den Wind gestellt ist. Ist ein horizontal verlaufender Anteil der Windrichtung 214 parallel zur Rotorwelle 105 ausgerichtet, so liegt kein Gierwinkelfehler vor. Weicht der horizontal verlaufende Anteil der Windrichtung 214 von einer Längsachse der Rotorwelle 105 ab, so liegt ein Gierwinkelfehler vor. Um einen idealen Betriebszustand der Windkraftanlage zu erreichen, wird fortlaufend versucht, den Gierwinkelfehler zu eliminieren oder zumindest zu reduzieren.
Die Windkraftanlage weist eine Vorrichtung 436 zum Bestimmen des Gierwinkelfehlers der Windkraftanlage auf. Die Vorrichtung 436 weist eine Schnittstelle auf, über die die
Vorrichtung 436 mit an dem Rotor 101 angeordneten Erfassungseinrichtungen verbunden ist. Bei den Erfassungseinrichtungen kann es sich um Erfassungseinrichtungen handeln, wie sie anhand von Fig. 2 beschrieben sind. Die Erfassungseinrichtungen sind ausgebildet, um für jedes Rotorblatt des Rotors 101 ein an dem jeweiligen Rotorblatt wirkendes Moment zu erfassen und den erfassten Momenten entsprechende Werte an die Vorrichtung 436 auszugeben. Die Vorrichtung 436 ist ausgebildet, um aus den von den
Erfassungseinrichtungen ausgegebenen Werten der erfassten Momente den
Gierwinkelfehler zu bestimmen. Zur Bestimmung des Gierwinkelfehlers kann die Vorrichtung 436 zusätzlich Winkelpositionen der Rotorblätter des Rotors 101 verwenden, die zu den jeweiligen Zeitpunkten erfasst wurden, zu denen die Momente erfasst wurden.
Gemäß einem Ausführungsbeispiel ist die Vorrichtung 436 ausgebildet, um aus dem
Gierwinkelfehler ein Steuersignal zum Ansteuern des Azimutantriebs 434 zu erzeugen und über eine Ausgabeschnittstelle an den Azimutantrieb 434 auszugeben. Das Steuersignal ist ausgebildet, um den Azimutantrieb 434 so anzusteuern, dass die Gondel 325 so geschwenkt wird, dass der Gierwinkelfehler reduziert wird. Zur Erzeugung- des Steuersignals kann die Vorrichtung 436 ausgebildet sein, um eine aktuelle Stellung der Gondel 325 von dem
Azimutantrieb 434 zu empfangen.
Gemäß einem Ausführungsbeispiel ist die Vorrichtung 436 ausgebildet, um über eine weitere Schnittstelle ein Windrichtungssignal der Windfahne 327 zu empfangen und zur Bestimmung oder zur Absicherung des Gierwinkelfehlers zu verwenden. Dazu kann die Vorrichtung ausgebildet sein, um die empfangenen Momente der Rotorblätter des Rotors 101 und das Windrichtungssignal der Windfahne 327 als Eingangsgrößen eines Beobachtersystems der Windkraftanlage zu verwenden und mit Hilfe des Beobachtersystems den Gierwinkelfehler zu bestimmen.
Fig. 5 zeigt ein Ablaufdiagramm eines Verfahrens zum Bestimmen eines Gierwinkelfehlers einer Windkraftanlage gemäß einem Ausführungsbeispiel der Erfindung. Bei der
Windkraftanlage kann es sich um die in Fig. 4 gezeigte Windkraftanlage handeln. Das Verfahren kann beispielsweise in der in Fig. 4 gezeigten Vorrichtung zum Bestimmen des Gierwinkelfehlers ausgeführt werden. In einem Schritt 541 wird mindestens ein Wert eines Moments empfangen, das an zumindest einem Rotorblatt der Windkraftanlage wirkt. In einem Schritt 543 wird zumindest ein
Windrichtungssignal einer Windrichtungsmesseinrichtung der Windkraftanlage empfangen. In einem Schritt 545 wird der mindestens eine Wert des Moments mit dem
Windrichtungssignal kombiniert, um einen Gierwinkelfehler der Windkraftanlage zu bestimmen. In einem Schritt 547 wird ein Wert des Gierwinkelfehlers ausgegeben oder weiterverarbeitet, beispielsweise um ein Steuersignal zum Ansteuern eines Antriebs der Windkraftanlage zu erzeugen, um die Windkraftanlage so anzusteuern, dass der
Gierwinkelfehler eliminiert oder reduziert wird. Die Schritt 541 , 543, 545, 547 können fortlaufend wiederholt werden, um einem neu auftretenden Gierwinkelfehler frühzeitig entgegensteuern zu können.
Anhand der Figuren 1 bis 5 werden im Folgenden Ausführungsbeispiele der vorliegenden Erfindung beschrieben. Gemäß einem Äusführungsbeispiel der vorliegenden Erfindung wird eine Steuerung eines Azimutantriebs 434 einer Windkraftanlage realisiert. Die Steuerung kann als Enhanced Yaw Control bezeichnet werden. Der Azimutantrieb 434 dreht die Gondel 325 der
Windkraftanlage und richtet diese parallel zur Windanströmung aus. Zur Ermittlung der Anströmungsrichtung 214 des Winds werden zusätzlich oder anstelle von Windfahnen 327
Ist-Signale verwendet, die direkt mit den auf die Rotorblätter 103 einwirkenden Kräfte und Momente zusammenhängen. Gemäß einem Ausführungsbeispiel sind die einwirkenden Kräfte Blattwurzelbiegemomente 216, die üblicherweise bei modernen Regelungsverfahren wie der individuellen Pitchregelung als Eingangssignal zur Einstellung des Pitchwinkels β^ ß2, p3 der Blätter 103 verwendet werden. Gemäß einem weiteren Ausführungsbeispiel finden Drehmomente zum Halten oder Verstellen des Pitchwinkels ß^ ß2, 3 der Blätter 103 als solche Ist-Signale Verwendung.
Windkraftanlagen sollen die Rotorebene immer möglichst senkrecht zur Anströmung durch den Wind ausrichten, um eine optimale Leistungsausbeute zu erzielen. Durch eine senkrechte Ausrichtung des Rotors 101 zur Windrichtung 214 werden außerdem
asymmetrische Lasten auf den Rotor 101 reduziert, wodurch die Belastung der Anlage insgesamt reduziert wird. Die Drehzahl einer Windkraftanlage wird oberhalb der Nennwindgeschwindigkeit so geregelt, dass durch die Änderung des Anstellwinkels der Rotorblätter 103 der aerodynamische Auftrieb und somit das Antriebsmoment in solcher Weise verändert wird, dass die Anlage im Bereich der Nenndrehzahl gehalten werden kann. Bei dieser sogenannten kollektiven Blattverstellung ergeben sich aufgrund asymmetrischer aerodynamischer Lasten Nick- und Giermomente auf den Rotor 101. Diese asymmetrischen Lasten entstehen z.B. durch
Windscherungen in vertikaler Richtung, beispielsweise hervorgerufen durch Grenzschichten, Gierwinkelfehler 329, Böen und Turbulenzen, Aufstauung der Strömung am Turm, etc. Ein Ansatz, diese asymmetrischen aerodynamischen Lasten zu reduzieren, ist, den
Anstellwinkel, auch Pitchwinkel genannt, der Blätter 103 individuell zu verstellen (engl.:
Individual Pitch Control, IPC). Dabei werden typischerweise Sensoren in oder an den
Rotorblättern 103 angebracht, um die Blattwurzelbiegemomente 216 zu messen. Daraus wird dann, mit Hilfe des bekannten Pitchwinkels ß^ ß2, ß3 des Rotorblattes 103, das
Schlagbiegemoment 220 bestimmt. Bei dem Schlagbiegemoment 220 handelt es sich um das Moment, welches aus der Rotorebene hinaus wirkt. Dieses dient dann als Regelgrößen für die individuelle Blattverstellung.
Aus den für die individuelle Pitchregelung gemessenen Blattwurzelbiegemomenten 216 und den daraus berechneten asymmetrischen Belastungen des Rotors 101 , d. h. insbesondere des Nickmoments und des Giermoments, kann der vorherrschende Gierwinkelfehler 329
bestimmt werden. Durch Ändern der Ausrichtung der Anlage kann der Gierwinkelfehler 329 verringert werden.
Eine reine Schräganströmung einer Windkraftanlage resultiert hauptsächlich in einem Nickmoment am Rotor 101 , verbunden mit einem kleineren Giermoment. Ist der
Zusammenhang zwischen Gierwinkelfehler 329 und der resultierenden asymmetrischen Belastung bekannt, so kann aus der asymmetrischen Belastung der Gierwinkelfehler 329 berechnet werden. Allerdings können solche asymmetrischen Belastungen auch aus anderen Effekten, wie Windscherungen in vertikaler Richtung (Grenzschichten), Böen und Turbulenzen, Aufstauung der Strömung am Turm, etc. entstehen. Deshalb wird
unterschieden, welcher Anteil durch den Gierwinkelfehler 329 entsteht, und welcher Anteil auf andere Art entsteht. Dies ist durch den Einsatz weiterer Messsignale möglich. So kann beispielsweise ein Kaiman-Filter als Beobachter eingesetzt werden. Es dient dazu, die Sensordaten von verschiedenen Sensoren zu fusionieren. So kann die Windfahne 327 als Eingang zum Beobachter verwendet werden, welche ein korrektes, allerdings mit einem starken Rauschen und möglicherweise einem Offset überlagertes, Messsignal liefert. Die Änderungsrate des Nickmoments liefert dagegen ein Messsignal, welches mit einem wesentlich geringeren Rauschen überlagert ist. Würde für die Messung allein die
Änderungsrate des Nickmoments verwendet werden, so würde das Messsignal mit der Zeit vom tatsächlichen Wert wegdriften.
Ein Kaimanfilter ist nun in der Lage aus den beiden beschriebenen Messgrößen ein korrigiertes Gierwinkelfehler-Signal zu bestimmen, welches dem tatsächlichen
Gierwinkelfehler 329 durch die Messung des Nickmoments schnell folgt und auch über lange Zeiträume durch die Korrektur über die Windfahne 327 korrekt bleibt.
Um das Nickmoment zu bestimmen kann eine geeignete Sensorik zur Messung von
Blattwurzelbiegemomenten 220 und eine Auswerteeinrichtung zur Bestimmung des
Nickmoments aus den Blattwurzelbiegemomenten 220 und eventuell zusätzlich
erforderlichen Daten, wie beispielsweise den aktuellen Pitchwinkeln oder aktuellen
Rotorblattpositionen, eingesetzt werden.
Gemäß einem weiteren Ausführungsbeispiel der vorliegenden Erfindung erfolgt eine weitere Ableitung von Signalen aus dem Drehmoment 212 des Pitchsystems 210. Die aus dem
Drehmoment 212 abgeleiteten Signale können beispielsweise für eine Dämpfungsfunktion, eine Drehmomentstütze und für den Azimutantrieb 434 eingesetzt werden.
Dabei kann ein Erkennen des Drehmoments 212 am Pitchantrieb 210 für eine Ansteuerung einer Dämpfungsfunktion oder als eine Drehmomentstütze eingesetzt werden. Zusätzlich oder alternativ kann ein Erkennen des Drehmoments 212 am Pitchantrieb 210 für eine Ansteuerung des Pitchantriebs 210 zur Reduzierung des Hauptdrehmomentes eingesetzt werden. Zusätzlich oder alternativ kann ein Erkennen des Drehmoments 212 am Pitchantrieb 210 zur Windrichtungserkennung und damit zur Ansteuerung des Azimutantriebes eingesetzt werden.
Aus gemessenen Kräften bzw. Momenten 212 an der Drehmomentwelle kann eine
Bestimmung eines Sollwerts oder eine Generierung der Signale für die Pitchantriebe 210 durchgeführt werden.
Die gemessenen Signale 212 können zum Abgleich für die optimale Stellung der Dämpfung der Drehmomentstütze und des optimalen Pitchwinkels verwendet werden.
Durch die Verwendung der gemessenen Momente 212, 216 für die Bestimmung des
Gierwinkelfehlers 329 kann die Windkraftanlage Änderungen der Windrichtung sehr schnell folgen. Eine entsprechende Regelung kann auch als Zusatz für bestehende
Anlagenregelungen eingesetzt werden.
Die gezeigten Ausführungsbeispiele sind nur beispielhaft gewählt und können miteinander kombiniert werden. Die beschriebenen Verfahrensschritte können wiederholt und in abweichender Reihenfolge ausgeführt werden.
Bezuqszeichenliste
101 Rotor
103 Rotorblatt
105 Rotorwelle
210 Pitchantriebs
212 Moment
214 Windrichtung
216 Blattwurzelbiegemoment
218 Antriebsbiegemoment
220 Schlagbiegemoment
325 Gondel
327 Windfahne
329 Gierwinkelfehler
432 Turm
434 Azimutantrieb
436 Vorrichtung
541 , 543, 545, 547 Verfahrensschritte
Claims
1. Verfahren zum Bestimmen eines Gierwinkelfehlers (329) einer Windkraftanlage, das den folgenden Schritt umfasst:
Bestimmen (547) des Gierwinkelfehlers (329) basierend auf einem an zumindest einem Rotorblatt (103) der Windkraftanlage wirkenden Moments (212, 216).
2. Verfahren gemäß Anspruch 1 , bei dem im Schritt des Bestimmens der
Gierwinkelfehler (329) basierend auf einem Blattwurzelbiegemoment (216) des zumindest einen Rotorblatts (103) bestimmt wird.
3. Verfahren gemäß einem der vorstehenden Ansprüche, bei dem im Schritt des
Bestimmens der Gierwinkelfehler (329) basierend auf einem Drehmoment (212) einer Einsteileinrichtung (210) zum Einstellen eines Pitchwinkels (ß^ ß2, ßs) des zumindest einen Rotorblatts (103) bestimmt wird.
4. Verfahren gemäß einem der vorstehenden Ansprüche, mit einem Schritt des
Ermitteins einer asymmetrischen Belastung eines Rotors (101) der Windkraftanlage basierend auf dem Moment (212, 216) und bei dem im Schritt des Bestimmens der
Gierwinkelfehler (329) basierend auf der asymmetrischen Belastung bestimmt wird.
5. Verfahren gemäß Anspruch 4, bei dem im Schritt des Bestimmens der
Gierwinkelfehler (329) basierend auf der asymmetrischen Belastung und einem bekannten Zusammenhang zwischen der asymmetrischen Belastung und dem
Gierwinkelfehler bestimmt wird.
6. Verfahren gemäß einem der vorstehenden Ansprüche, bei dem im Schritt des
Bestimmens der Gierwinkelfehler (329) ferner basierend auf einem eine Windrichtung (214) anzeigenden Windrichtungssignal einer Windrichtungsmesseinrichtung (327) bestimmt wird. Verfahren gemäß einem der vorstehenden Ansprüche, bei dem im Schritt des
Bestimmens der Gierwinkelfehler (329) unter Einsatz eines Beobachtersystems bestimmt wird.
Vorrichtung (436) zum Bestimmen eines Gierwinkelfehlers (329) einer
Windkraftanlage, mit folgenden Merkmalen: einer Einrichtung zum Bestimmen des Gierwinkelfehlers (329) basierend auf einem Moment, das ein an zumindest einem Rotorblatt (103) der Windkraftanlage wirkendes Moment (212, 216) repräsentiert.
Windkraftanlage mit folgenden Merkmalen: einer Vorrichtung (436) zum Bestimmen eines Gierwinkelfehlers (329) einer Windkraftanlage gemäß Anspruch 8; und einem Azimutantrieb (434) zum Ausrichten eines Rotors (101) der Windkraftanlage unter Verwendung des Gierwinkelfehlers (329).
Computer-Programmprodukt mit Programmcode zur Durchführung des Verfahrens nach einem der Ansprüche 1 bis 7, wenn das Programm auf einer Vorrichtung ausgeführt wird.
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