WO2016075271A1 - Verfahren und steuergerät zum betreiben einer windenergieanlage - Google Patents

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WO2016075271A1
WO2016075271A1 PCT/EP2015/076513 EP2015076513W WO2016075271A1 WO 2016075271 A1 WO2016075271 A1 WO 2016075271A1 EP 2015076513 W EP2015076513 W EP 2015076513W WO 2016075271 A1 WO2016075271 A1 WO 2016075271A1
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rotor
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wind
bending
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Andreas Vath
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Robert Bosch Gmbh
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    • 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
    • F03—MACHINES OR ENGINES FOR LIQUIDS; WIND, SPRING, OR WEIGHT MOTORS; PRODUCING MECHANICAL POWER OR A REACTIVE PROPULSIVE THRUST, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
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    • Y02E10/70—Wind energy
    • Y02E10/72—Wind turbines with rotation axis in wind direction

Definitions

  • the present invention relates to a method for operating a
  • Wind turbine on a corresponding control device for operating a
  • Wind turbine as well as on a computer program Wind turbine as well as on a computer program.
  • Wind turbines have rotor blades, which can be equipped with sensors that can measure the bending of the rotor blades. With this data can be closed to the wind load and, for example, the pitch pitch of the rotor blades are adjusted.
  • a wind direction may be determined relative to an orientation of a rotor of a wind turbine with knowledge of the bending of at least one rotor blade.
  • an oblique flow can be distinguished from a straight flow.
  • a direction of the oblique flow can be determined.
  • Extension can be provided with the knowledge of the Schräganströmung a correction signal for alignment of the rotor in order to achieve a straight flow of the rotor blade.
  • the approach presented here provides a method for operating a wind energy plant with a step of determining a prevailing wind direction at the wind turbine using at least one rotor blade bending information.
  • Rotor blade bending information a Biattbiegung a rotor blade of a rotor of
  • Wind turbine represents. Under a wind turbine, a wind turbine or a
  • Wind turbine to be understood.
  • a rotor of the wind turbine is rotated by wind or wind energy in rotation and driven with the rotor, an electric generator.
  • the wind energy thereby cause bending or bending of the rotor blades of the rotor.
  • a sensor or a sensor device can provide a sensor signal representing a bending of a rotor blade.
  • a wind direction can be understood as a direction from which the wind flows onto the rotor.
  • the wind direction may be a relative size based on an actual orientation of the rotor or an absolute size relative to a cardinal direction. Under one
  • Rotor blade bending information can be a sensor! or a signal derived from a sensor signal.
  • the reference information can represent a rotor blade bending information in a straight flow of the rotor.
  • a straight flow may be understood to mean that the wind direction is transverse to an orientation of the rotor. It can be a
  • Wind turbine runs be considered for the wind direction.
  • an oblique flow has an angle to the straight flow.
  • the reference information may be a
  • Rotor blade bending information in an upward or downward pointing orientation of the rotor blade represent.
  • the reference information may represent information about a blade deflection of the rotor blade when the rotor blade is pointing vertically upwards or alternatively vertically downwards.
  • the reference information may represent information about a blade deflection of the rotor blade when the rotor blade is aligned parallel or in a tolerance range parallel to a tower of the wind turbine.
  • the step of determining the wind direction can be determined using a position of the rotor blade associated with an extreme value of the rotor blade bending information.
  • the step of determining the wind direction can be determined using a time associated with the extreme value of the rotor blade bending information.
  • the extreme value may represent a maximum sheet bending or a minimum sheet bending. Due to a wind shear, a maximum sheet bending in frontal flow or straight flow with an orientation of the rotor blade can occur upwards. Under a position of the rotor blade, a rotation angle of the
  • Rotor blades are understood.
  • a difference angle between a reference position of the rotor blade and a position at which an extreme value of the rotor blade bending information is obtained of the rotor blade " are determined.
  • a difference angle that deviates from zero or exceeds a threshold value may represent an oblique incident flow. It is also favorable if, in the step of determining using the
  • Rotor blade bending information a rotor blade position of a maximum or minimum
  • the wind direction can be determined using the rotor blade position of the maximum or minimum blade deflection of the rotor blade and / or using a differential angle between the rotor blade position of the maximum blade deflection of the rotor blade and a vertical position of the rotor blade. Further, the wind direction may be determined using the rotor blade position of the minimum blade deflection of the rotor blade and / or using a time difference between the rotor blade position of the maximum blade deflection of the rotor blade and a vertical position of the rotor blade.
  • the difference angle may relatively represent a direction of displacement or an absolute value.
  • the time difference may relatively represent a direction of displacement or an absolute value.
  • the wind direction can be determined in the step of determining using at least one further rotor blade bending information. It can be the more
  • Rotor blade bending information represent a further sheet bending of another rotor blade of the rotor.
  • Rotor blade bending information of each rotor blade of the rotor can be determined.
  • the rotor blade bending information for example, using a first
  • Rotor blade bending information of a first rotor blade of the rotor a second Rotor blade bending information of a second rotor blade of the rotor and a third
  • Rotor blade bending information of a third rotor blade of the rotor can be determined.
  • the method may further comprise a step of centering, wherein in the step of centering the rotor blade bending information is averaged over a plurality of rotor blades of the rotor and additionally or alternatively over a plurality of revolutions of the rotor.
  • the method may include a step of determining the at least one
  • Rotor blade bending information can be determined using at least one acceleration information.
  • the acceleration information can represent an acceleration of the rotor blade detected at a distance from an axis of rotation of a rotor of the wind energy plant on a rotor blade of the rotor.
  • the rotor blade bending information may be determined using at least one bending moment information.
  • the bending moment information can represent a blade bending moment of the rotor blade. More generally, the rotor blade bending information may be determined using a sensor signal.
  • the method may further include a step of providing a command variable for an adjustment device of the wind turbine using the wind direction to align the rotor with the wind direction.
  • the reference variable can be one
  • Correction signal or represent a control signal for the adjustment of the wind turbine.
  • the adjusting device can be an orientation of the wind turbine
  • an orientation of the wind turbine can be understood to mean an orientation of a nacelle or an orientation of the rotor.
  • the approach presented here also provides a control unit that is designed to implement the steps of a variant of one of the methods presented here in corresponding manner
  • the control unit may have devices which are designed to perform, control or implement steps of a variant of one of the methods presented here in corresponding devices. Also by this embodiment of the invention in the form a control unit, the object underlying the invention can be solved quickly and efficiently.
  • a control device can be understood as meaning an electrical device which processes sensor signals and outputs control and / or data signals in dependence thereon.
  • the control unit may have an interface, which may be formed in hardware and / or software.
  • the cut parts can be part of a so-called system ASIC, for example, which contains a wide variety of functions of the control unit.
  • 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.
  • Program code that may be stored on a machine-readable medium or storage medium, such as a semiconductor memory, a hard disk space, or an optical memory, and used to perform, implement, and / or control the steps of the method of any of the embodiments described above, especially if the program product or program running on a computer or device.
  • a machine-readable medium or storage medium such as a semiconductor memory, a hard disk space, or an optical memory
  • FIG. 1 shows an illustration of a wind energy plant with a control device for operating the wind energy plant according to an exemplary embodiment of the present invention
  • FIG. 2 is a block diagram of a controller for operating a wind turbine according to an embodiment of the present invention.
  • FIG. 3 is a flowchart of a method for operating a wind energy plant 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 which are not explicitly described here.
  • FIG. 1 shows a representation of a wind energy plant 100 with a control device 102 for operating the wind energy plant 100 according to an embodiment of the present invention.
  • the wind energy plant 100 has a rotor 104, which comprises three rotor blades 106.
  • a generator hub 108 of the wind turbine 100 represents an axis of rotation 108 of the rotor 104.
  • the generator shaft 108 connects a generator in a nacelle 110 of the wind turbine 100 with the rotor 104.
  • the generator shaft 108 is to
  • the nacelle 1 10 is horizontally rotatably mounted on a mast 1 12 of the wind turbine 100.
  • each sensor device 118 is arranged at a defined distance 114 from the generator shaft 108 or the rotational axis 108 of the rotor 104.
  • the sensor device 116 is designed to provide a rotor blade bending information 113.
  • the sensor device 1 16 is connected to the control unit 102, so that the control unit 102 can read in at least one rotor blade bending information 118 of a rotor blade 106.
  • the rotor blade bending information 18 represents a blade bend 120 of the rotor blade 108.
  • the sensor device 118 adjusts
  • Sensor signal ready, with the rotor blade bending information 1 18 can be determined.
  • the controller 102 is configured to determine a wind direction 122 using the at least one rotor blade bending information 118.
  • the sensor devices 116 of the three rotor blades 106 are connected to the control unit 102 so that a rotor blade bending information 118 of the three rotor blades 106 is applied to the control unit 102.
  • the control unit 102 is designed to read in the rotor blade bending information 118 of the three rotor blades 106 via an interface.
  • the control unit 102 is designed to determine and provide a command variable for a setting device of the wind energy plant 100 using the wind direction 122 determined by the control unit 102 in order to align the rotor 104 with the wind direction 122.
  • Tower shadow which makes itself felt as a temporary relief of the rotor blade 106, is used in one embodiment to detect an oblique flow of the rotor 104.
  • the rotor angle position of the tower shadow is measured when passing the rotor bit 106 on the tower 1 12 and compared with reference values which represent, for example, a straight-line flow.
  • a wind direction detection described here operates in one embodiment with acceleration signals in the rotor blades 106.
  • the acceleration signals in the rotor blades 106 are also referred to as rotor blade acceleration signals.
  • the wind direction 122 from which the turbine or the rotor 104 is flown, averaged over the entire rotor plane, included.
  • the wind turbine 100 can be tracked much better than currently with a wind direction detection on the gondola 110, so that a higher wind energy yield is achieved.
  • it is also advantageous to achieve lower loads, in particular at high wind speeds, by reducing the oblique flow. Distinguishing features for the wind direction 122. are on the one hand, the course of the
  • Wind turbine 100 is flowed from left or right. As well as turbulence occur and could distort the statement is formed in one embodiment on the one hand over old three rotor blades 108 but also several revolutions of the average. Due to the wind shear, the maximum acceleration or blade deflection of the rotor blades 106 in the direction of impact with exactly frontal flow is exactly when the blade is at the top. This changes with oblique flow to positive or negative blade angles, depending on whether the wind energy plant 100 is flown by "left” or "right”. Since turbulences could also falsify the statement, an average value is optionally formed on the one hand over all three rotor blades 106 and additionally or alternatively over several revolutions of the rotor 104.
  • Sensor means 116 both acceleration sensors in the rotor blades 106 and sensors that recognize the sheet bending used.
  • FIG. 2 shows a block diagram of a controller 102 for operating a
  • the control device 102 essentially corresponds to the exemplary embodiment of a control device 102 shown in FIG. 1.
  • the wind energy plant 100 may be a
  • Embodiment of a wind turbine 100 shown in FIG. 1 act.
  • controller 102 comprises an interface 230 for reading in rotor blade bending information 118, sensor information 232 or a signal derived therefrom, optional means 234 for determining rotor blade bending information 118 using sensor information 232, optional means 236 of the center , a device 238 of the determination of a wind direction 122 and an interface 240 for providing a reference variable 242 for a
  • the sensor information 232 is one, depending on the exemplary embodiment
  • certification information represents an acceleration of the vehicle detected at a distance from a rotational axis of a rotor of the wind energy plant on a rotor blade of the rotor Rotorblatts
  • the bending moment information represents a sheet bending moment of the
  • the device 238 for determining the wind direction 122 is configured to determine the wind direction 122 using the rotor blade bending information 118 and reference information 244.
  • the reference information 244 represents a rotor blade bending information in a straight flow of the rotor
  • Reference information 244 are compared.
  • the reference information 244 represents a rotor blade bending information at an orientation of the relevant rotor blade up or down, that is, in an orientation parallel or in extension of the tower of the wind turbine.
  • the device 238 for determining the wind direction 122 is designed in one embodiment of the controller 102 to determine the wind direction 122 using a position of the rotor blade that is associated with an extreme value of the rotor blade bending information or a time that is associated with an extreme value of the rotor blade bending information.
  • the extreme value is a maximum sheet bending or a minimum sheet bending of a rotor blade or a sensor signal or sensor information, which represents a maximum or minimum sheet bending of the rotor blade.
  • Rotor blade position that is determined a position of the rotor blade, in which a maximum or minimum blade deflection of the rotor blade occurs
  • the wind direction 122 is determined using the thus determined rotor blade position of the maximum or minimum sheet bending.
  • a difference angle can be determined, which is a deviation of
  • Rotor blade position with a maximum or minimum blade deflection from a vertical orientation of the rotor blade represented.
  • a time may be determined at which the blade deflection of the rotor blade reaches a maximum or a minimum, and the time thus determined is compared with another time point corresponding to a vertical orientation of the rotor blade. The difference angle determined this way
  • the time interval thus determined can be used to determine the wind direction in the device 238 for determining. It can either be a flow and thus a direction of change of the orientation of the rotor to the wind direction are determined as a relative size or alternatively as an absolute value to determine a change angle that can be provided as a reference variable.
  • the means 238 for determining is configured to determine the wind direction 122 using a plurality of rotor blade bending information 118.
  • a rotor blade bending information 118 of a plurality of rotor blades can be used to determine the wind direction 122,
  • the optional means 236 for averaging is formed, the rotor blade bending information 118 over a plurality of rotor blades of the rotor or over a plurality of
  • Rotations of the rotor too mittein are filtered out or averaged out.
  • control unit 102 has a
  • the means 234 for determining is designed to determine the rotor blade bending information 1 18 using at least one sensor information 232,
  • the provisioning interface 240 is configured to determine and provide the command variable 242 for a wind turbine actuator using the wind direction 122 to align the rotor with the wind direction, i. to achieve a straight flow of the rotor of the wind turbine.
  • a sensor device 116 is connected to the interface 230.
  • the sensor device is designed to provide a signal which represents a bending of the rotor blade or to provide a signal derived therefrom.
  • the sensor device 116 is designed to provide a rotor blade bending information 118 at the interface 230 and, additionally or alternatively, sensor information 232.
  • the sensor information 232 is, for example, an acceleration signal or a bending moment which has been detected on one of the rotor blades of the wind energy plant.
  • FIG. 3 shows a flowchart of a method 350 for operating a
  • Wind energy plant according to an embodiment of the invention.
  • Wind turbine can be an embodiment of a wind turbine 100 shown in FIG.
  • the method 350 may be implemented, for example, on a
  • Control unit are executed, as this is shown as a control unit 102 in Fig. 1 or Fig. 2.
  • the method 350 includes at least one step 352 of determining a wind direction using at least one rotor blade bending information.
  • the method 350 comprises further steps as illustrated here.
  • a step 354 of the center the rotor blade bending information is averaged over a plurality of rotor blades of the rotor or over a plurality of revolutions of the rotor.
  • a step 356 of determining the at least one rotor blade bending information is determined using acceleration information or bending moment information.
  • a command variable for an actuating device is the
  • the method 350 has, in addition to the step 352. of the determination, one or more of the optional steps illustrated here.
  • method 350 provides wind direction detection
  • 236 means for determining 238 means for determining

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Abstract

Es wird ein Verfahren zum Betreiben einer Windenergieanlage (100) vorgestellt, das einen Schritt des Ermitteins einer Windrichtung (122) unter Verwendung zumindest einer Rotorblattbiegeinformation (1 18) umfasst, wobei die Rotorblattbiegeinformation (118) eine Blattbiegung (120) eines Rotorblatts (106) eines Rotors (104) der Windenergieanlage (100) repräsentiert.

Description

Verfahren und Steuergerät zum Betreiben einer Windenergieanlage
Die vorliegende Erfindung bezieht sich auf ein Verfahren zum Betreiben einer
Windenergieanlage, auf ein entsprechendes Steuergerät zum Betreiben einer
Windenergieanlage sowie auf ein Computerprogramm.
Windenergieanlagen besitzen Rotorblätter, welche mit Sensoren ausgestattet sein können, die die Biegung der Rotorblätter messen können. Mit diesen Daten kann auf die Windlast geschlossen werden und beispielsweise die Pitcheinsteilung der Rotorblätter angepasst werden. Auf der Gondel der Windenergieanlage kann eine Windmesseinrichtung zum
Bestimmen der Windgeschwindigkeit oder der Windrichtung vorgesehen sein. Dabei wird die Messung durch den Rotor beeinflusst. Vor diesem Hintergrund werden mit dem hier vorgestellten Ansatz ein Verfahren zum Betreiben einer Windenergieanlage. weiterhin ein Steuergerät, das dieses Verfahren verwendet sowie schließlich ein entsprechendes Computerprogramm gemäß den
Hauptansprüchen vorgestellt. Vorteilhafte Ausgestaltungen ergeben sich aus den jeweiligen Unteransprüchen und der nachfolgenden Beschreibung.
Eine Windrichtung kann relativ zu einer Ausrichtung eines Rotors einer Windenergieanlage unter Kenntnis der Biegung zumindest eines Rotorblatts bestimmt werden. So kann eine Schräganströmung von einer Geradeanströmung unterschieden werden. Vorteilhafterweise kann eine Richtung der Schräganströmung bestimmt werden. In einer optionalen
Erweiterung kann unter Kenntnis der Schräganströmung ein Korrektursignal zur Ausrichtung des Rotors bereitgestellt werden, um eine Geradeanströmung des Rotorblatts zu erzielen.
Der hier vorgestellte Ansatz schafft ein Verfahren zum Betreiben einer Windenergieanlage mit einem Schritt des Ermitteins einer an der Windenergieanlage herrschenden Windrichtung unter Verwendung zumindest einer Rotorblattbiegeinformation. wobei die
Rotorblattbiegeinformation eine Biattbiegung eines Rotorblatts eines Rotors der
Windenergieanlage repräsentiert. Unter einer Windenergieanlage kann eine Windkraftanlage beziehungsweise eine
Windturbine verstanden werden. Dabei wird ein Rotor der Windenergieanlage durch Wind oder Windenergie in Rotation versetzt und mit dem Rotor ein elektrischer Generator angetrieben. Die Windenergie dabei ein Verbiegen oder eine Biegung der Rotorblätter des Rotors bewirken. Ein Sensor oder eine Sensoreinrichtung kann ein eine Biegung eines Rotorblatts repräsentierendes Sensorsignal bereitstellen. Unter einer Windrichtung kann eine Richtung verstanden werden, aus der der Wind auf den Rotor strömt. Dabei kann es sich bei der Windrichtung um eine relative Größe bezogen auf eine Ist-Ausrichtung des Rotors oder um eine absolute Größe bezogen auf eine Himmelsrichtung handeln. Unter einer
Rotorblattbiegeinformation kann ein Sensorsigna! oder ein von einem Sensorsignal abgeleitetes Signal verstanden werden.
Im Schritt des Ermitteins kann die Windrichtung unter Verwendung der zumindest einen Rotorblattbiegeinformation und einer Referenzinformation ermittelt werden. Dabei kann die Referenzinformation eine Rotorblattbiegeinformation bei einer geraden Anströmung des Rotors repräsentieren. Unter einer geraden Anströmung kann verstanden werden, dass die Windrichtung quer zu einer Ausrichtung des Rotors verläuft. Dabei kann eine
Richtungskomponente, die quer zur Haupterstreckungsrichtung eines Turms der
Windenergieanlage verläuft, für die Windrichtung betrachtet werden. Im Unterschied hierzu weist eine Schräganströmung einen Winkel zur geraden Anströmung auf.
Ferner kann im Schritt des Ermitteins die Referenzinformation eine
Rotorblattbiegeinformation bei einer nach oben oder nach unten zeigenden Ausrichtung des Rotorblatts repräsentieren. So kann die Referenzinformation eine Information über eine Blattbiegung des Rotorblatts repräsentieren, wenn das Rotorbiatt senkrecht nach oben oder alternativ senkrecht nach unten weist. So kann die Referenzinformation eine Information über eine Blattbiegung des Rotorblatts repräsentieren, wenn das Rotorblatt parallel oder in einem Toleranzbereich parallel zu einem Turm der Windenergieanlage ausgerichtet ist. Im Schritt des Ermitteiris kann die Windrichtung unter Verwendung einer einem Extremwert der Rotorblattbiegeinformation zugeordneten Position des Rotorblatts ermittelt werden. Ferner kann im Schritt des Ermitteins die Windrichtung unter Verwendung eines dem Extremwert der Rotorblattbiegeinformation zugeordneten Zeitpunkts ermittelt werden.
Insbesondere kann dabei der Extremwert eine maximale Blattbiegung oder eine minimale Blattbiegung repräsentieren. Aufgrund einer Windscherung kann eine maximale Blattbiegung bei frontaler Anströmung oder Geradeanströmung mit einer Ausrichtung des Rotorblatts nach oben auftreten. Unter einer Position des Rotorblatts kann ein Drehwinkel des
Rotorblatts verstanden werden. So kann vorteilhaft ein Differenzwinkel zwischen einer Referenzposition des Rotorblatts und einer Position des Rotorblatts» an der ein Extremwert der Rotorblattbiegeinformation ermittelt wird, bestimmt werden. Ein von Null abweichender oder einen Schwellwert überschreitender Differenzwinkel kann eine Schräganströmung repräsentieren. Günstig ist es auch, wenn im Schritt des Ermitteins unter Verwendung der
Rotorblattbiegeinformation eine Rotorblattposition einer maximalen oder minimalen
Blattbiegung des Rotorblatts bestimmt wird. Dabei kann die Windrichtung unter Verwendung der Rotorblattposition der maximalen oder minimalen Blattbiegung des Rotorblatts und/oder unter Verwendung eines Differenzwinkels zwischen der Rotorblattposition der maximalen Blattbiegung des Rotorblatts und einer senkrechten Position des Rotorblatts ermittelt werden. Ferner kann die Windrichtung unter Verwendung der Rotorblattposition der minimalen Blattbiegung des Rotorblatts und/oder unter Verwendung einer Zeitdifferenz zwischen der Rotorblattposition der maximalen Blattbiegung des Rotorblatts und einer senkrechten Position des Rotorblatts ermittelt werden. Dabei kann der Differenzwinkel relativ eine Richtung der Verschiebung oder eine absolute Größe repräsentieren. Die Zeitdifferenz kann relativ eine Richtung der Verschiebung oder eine absolute Größe repräsentieren.
Die Windrichtung kann im Schritt des Ermitteins unter Verwendung zumindest einer weiteren Rotorblattbiegeinformation ermittelt werden. Dabei kann die weitere
Rotorblattbiegeinformation eine weitere Blattbiegung eines weiteren Rotorblatts des Rotors repräsentieren. So kann die Windrichtung unter Verwendung einer
Rotorblattbiegeinformation jedes Rotorblatts des Rotors ermittelt werden. So kann die Rotorblattbiegeinformation beispielsweise unter Verwendung einer ersten
Rotorblattbiegeinformation eines ersten Rotorblatts des Rotors, einer zweiten Rotorblattbiegeinformation eines zweiten Rotorblatts des Rotors und einer dritten
Rotorblattbiegeinformation eines dritten Rotorblatts des Rotors ermittelt werden.
Das Verfahren kann weiterhin einen Schritt des Mitteiris aufweisen, wobei im Schritt des Mitteins die Rotorblattbiegeinformation über eine Mehrzahl von Rotorblättern des Rotors und ergänzend oder alternativ über eine Mehrzahl von Umdrehungen des Rotors gemittelt wird. Vorteilhaft können Störungen, Messfehler oder Turbulenzen ausgeglichen werden, oder ausgemittelt werden. Ferner kann das Verfahren einen Schritt des Bestimmens der zumindest einen
Rotorblattbiegeinformation aufweisen. Im Schritt des Bestimmens kann die
Rotorblattbiegeinformation unter Verwendung zumindest einer Beschleunigungsinformation bestimmt werden. Dabei kann die Beschleunigungsinformation eine in einem Abstand von einer Drehachse eines Rotors der Windenergieanlage an einem Rotorblatt des Rotors erfasste Beschleunigung des Rotorblatts repräsentieren. Im Schritt des Bestimmens kann die Rotorblattbiegeinformation unter Verwendung zumindest einer Biegemomentinformation bestimmt werden. Dabei kann die Biegemomentinformation ein Blattbiegemoment des Rotorblatts repräsentieren. Allgemeiner formuliert kann die Rotorblattbiegeinformation unter Verwendung eines Sensorsignals bestimmt werden.
Das Verfahren kann weiterhin einen Schritt des Bereitstellens einer Führungsgröße für eine VerStelleinrichtung der Windenergieanlage unter Verwendung der Windrichtung aufweisen, um den Rotor zur Windrichtung auszurichten. Dabei kann die Führungsgröße ein
Korrektursignal oder ein Steuersignal für die VerStelleinrichtung der Windenergieanlage darstellen. Die VerStelleinrichtung kann eine Ausrichtung der Windenergieanlage
ermöglichen. Dabei kann unter einer Ausrichtung der Windenergieanlage eine Ausrichtung einer Gondel oder eine Ausrichtung des Rotors verstanden werden.
Der hier vorgestellte Ansatz schafft ferner ein Steuergerät, das ausgebildet ist, um die Schritte einer Variante eines der hier vorgestellten Verfahren in entsprechenden
Einrichtungen durchzuführen, anzusteuern beziehungsweise umzusetzen. Das Steuergerät kann Einrichtungen aufweisen, die ausgebildet sind, Schritte einer Variante eines der hier vorgestellten Verfahren in entsprechenden Einrichtungen durchzuführen, anzusteuern beziehungsweise umzusetzen. Auch durch diese Ausführungsvariante der Erfindung in Form eines Steuergeräts kann die der Erfindung zugrunde liegende Aufgabe schnell und effizient gelöst werden.
Unter einem Steuergerät kann vorliegend ein elektrisches Gerät verstanden werden, das Sensorsignale verarbeitet und in Abhängigkeit davon Steuer- und/oder Datensignale ausgibt. Das Steuergerät kann eine Schnittstelle aufweisen, die hard- und/oder softwaremäßig ausgebildet sein kann. Bei einer hardwaremäßigen Ausbildung können die Schnittsteilen beispielsweise Teil eines sogenannten System-ASICs sein, der verschiedenste Funktionen des Steuergeräts 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.
Von Vorteil ist auch ein Computerprogrammprodukt oder Computerprogramm mit
Programmcode, der auf einem maschinenlesbaren Träger oder Speichermedium wie einem Halbleiterspeicher, einem Festplattenspeicher oder einem optischen Speicher gespeichert sein kann und zur Durchführung, Umsetzung und/oder Ansteuerung der Schritte des Verfahrens nach einer der vorstehend beschriebenen Ausführungsformen verwendet wird, insbesondere wenn das Programmprodukt oder Programm auf einem Computer oder einer Vorrichtung ausgeführt wird.
Die Erfindung wird nachstehend anhand der beigefügten Zeichnungen beispielhaft näher erläutert. Es zeigen: Fig. 1 eine Darstellung einer Windenergieanlage mit einem Steuergerät zum Betreiben der Windenergieanlage gemäß einem Ausführungsbeispiel der vorliegenden Erfindung;
Fig. 2 ein Blockschaltbild eines Steuergeräts zum Betreiben einer Windenergieaniage gemäß einem Ausführungsbeispiel der vorliegenden Erfindung; und
Fig. 3 ein Ablaufdiagramm eines Verfahrens zum Betreiben einer Windenergieaniage 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 Darstellung einer Windenergieanlage 100 mit einem Steuergerät 102 zum Betreiben der Windenergieanlage 100 gemäß einem Ausführungsbeispiel der vorliegenden Erfindung. Die Windenergieanlage 100 weist einen Rotor 104 auf, der drei Rotorblätter 106 umfasst. Eine Generatorweile 108 der Windenergieanlage 100 repräsentiert eine Drehachse 108 des Rotors 104. Die Generatorwelle 108 verbindet einen Generator in einer Gondel 110 der Windenergieanlage 100 mit dem Rotor 104. Die Generatorwelle 108 ist dazu
ausgebildet, eine Drehung des Rotors 104 der Windenergieanlage 100 auf einen Rotor des Generators zu übertragen. Die Gondel 1 10 ist horizontal drehbar auf einem Mast 1 12 der Windenergieanlage 100 angeordnet.
An den drei Rotorblättern 106 sind in einem definierten Abstand 114 zu der Generatorwelle 108 beziehungsweise der Drehachse 108 des Rotors 104 jeweils eine Sensoreinrichtung 118 angeordnet. Die Sensoreinrichtung 116 ist ausgebildet, eine Rotorblattbiegeinformation 113 bereitzustellen. Die Sensoreinrichtung 1 16 ist mit dem Steuergerät 102 verbunden, sodass das Steuergerät 102 zumindest eine Rotorblattbiegeinformation 118 eines Rotorblatts 106 einlesen kann. Die Rotorblattbiegeinformation 1 18 repräsentiert eine Blattbiegung 120 des Rotorblatts 108. In einem Ausführungsbeispiel stellt die Sensoreinrichtung 118 ein
Sensorsignal bereit, mit dem eine Rotorblattbiegeinformation 1 18 bestimmt werden kann.
Das Steuergerät 102 ist ausgebildet eine Windrichtung 122 unter Verwendung der zumindest einen Rotorblattbiegeinformation 118 zu ermitteln. In dem in Fig. 1 dargestellten Ausführungsbeispiel sind die Sensoreinrichtungen 116 der drei Rotorblätter 106 mit dem Steuergerät 102 verbunden, sodass am Steuergerät 102 je eine Rotorblattbiegeinformation 118 der drei Rotorblätter 106 anliegt. Das Steuergerät 102 ist in diesem Fall ausgebildet, die Rotorblattbiegeinformation 118 der drei Rotorblätter 106 über eine Schnittstelle einzulesen. Das Steuergerät 102 ist dazu ausgebildet, eine Führungsgröße für eine Stelleinrichtung der Windenergieanlage 100 unter Verwendung der von dem Steuergerät 102 bestimmten Windrichtung 122 zu bestimmen und bereitzustellen, um den Rotor 104 zur Windrichtung 122 auszurichten.
Die Vorbeifahrt eines Rotorblatts 108 am Turm 1 12 der Windenergieanlage 100
(Turmschatten), welche sich als kurzzeitige Entlastung des Rotorblatts 106 bemerkbar macht, wird in einem Ausführungsbeispiel genutzt, um eine Schräganströmung des Rotors 104 zu erkennen. Dazu wird in einem Ausführungsbeispiel die Rotorwinkelposition des Turmschattens bei der Vorbeifahrt des Rotorbiatts 106 am Turm 1 12 gemessen und mit Referenzwerten, welche beispielsweise eine Geradeanströmung repräsentieren, verglichen.
Eine hier beschriebene Windrichtungserkennung arbeitet in einem Ausführungsbeispiel mit Beschleunigungssignalen in den Rotorblättern 106. Die Beschleunigungssignale in den Rotorblättern 106 werden auch als Rotorblattbeschleunigungssignale bezeichnet. In den Beschleunigungssignalen der Rotorblätter 106 ist die Windrichtung 122, aus der die Turbine oder der Rotor 104 angeströmt wird, gemittelt über der kompletten Rotorebene, enthalten. In dem diese Informationen genutzt werden, kann dann die Windenergieanlage 100 deutlich besser als aktuell mit einer Windrichtungserkennung auf der Gondel 110 nachgeführt werden, sodass ein höherer Windenergieertrag erreicht wird. Zusätzlich sind vorteilhaft auch geringere Lasten insbesondere bei hohen Windgeschwindigkeiten durch eine Verringerung der Schräganströmung zu erreichen. Erkennungsmerkmale für die Windrichtung 122. sind zum einen der Verlauf des
Turmschattens in der Rotorblattbiegeinformation 1 18, den Beschleunigungssignalen oder auch den Blattbiegemomenten insbesondere in Schlagrichtung sowie die Zeitdifferenzen, bei denen der Turmschatten auftritt bezogen auf das Rotorblatt 106, das gerade den
Turmschatten überstreicht. Wird die Anlage schräg angeströmt, dann verändert sich die Zeit, bei der das Rotorblatt 106 die Schwingung erfährt, die durch den Turmschatten
hervorgerufen wird. Je größer die Zeitdifferenz verglichen mit dem Zeitpunkt bei exakter Anströmung von vorne ist, ist desto größer ist die Schräganströmung. Des weiteren lässt sich anhand positiver oder negativer Zeitdifferenzen dann entscheiden, ob die
Windenergieanlage 100 von links oder rechts angeströmt wird. Da auch Turbulenzen auftreten und die Aussage verfälschen könnten, wird in einem Ausführungsbeispiel zum einen über alte drei Rotorblätter 108 aber auch mehrere Umdrehungen der Mittelwert gebildet. Bedingt durch die Windscherung, ist die maximale Beschleunigung beziehungsweise Blattbiegung der Rotorblätter 106 in Schlagrichtung bei exakt frontaler Anströmung genau dann, wenn das Blatt oben steht. Dies verändert sich bei Schräganströmung zu positiven beziehungsweise negativen Blattwinkeln, je nachdem ob die Windenergieanlage 100 von „links" beziehungsweise„rechts" angeströmt wird. Da auch hier Turbulenzen die Aussage verfälschen könnten, wird optional zum einen über alle drei Rotorblätter 106 und ergänzend oder alternativ über mehrere Umdrehungen des Rotors 104 ein Mittelwert gebildet.
Für die Windrichtungserkennung werden in einem Ausführungsbeispiel als
Sensoreinrichtung 116 sowohl Beschleunigungssensoren in den Rotorblättern 106 als auch Sensoren, die die Blattbiegung erkennen, verwendet.
Fig. 2 zeigt ein Blockschaltbild eines Steuergeräts 102 zum Betreiben einer
Windenergieanlage gemäß einem Ausführungsbeispiel der vorliegenden Erfindung. Das Steuergerät 102 entspricht im Wesentlichen dem in Fig. 1 dargestellten Ausführungsbeispiel eines Steuergeräts 102. Bei der Windenergieanlage 100 kann es sich um ein
Ausführungsbeispiel einer in Fig. 1 gezeigten Windenergieanlage 100 handeln. Das
Steuergerät 102 umfasst in dem in Fig. 2 dargestellten Ausführungsbeispiel eine Schnittstelle 230 zum Einlesen einer Rotorblattbiegeinformation 118, einer Sensorinformationen 232 oder eines davon abgeleiteten Signals, eine optionale Einrichtung 234 zum Bestimmen der Rotorblattbiegeinformation 118 unter Verwendung der Sensorinformation 232, eine optionale Einrichtung 236 des Mitteins, eine Einrichtung 238 des Ermitteins einer Windrichtung 122 sowie eine Schnittstelle 240 zum Bereitstellen einer Führungsgröße 242 für eine
Stelleinrichtung der Windenergieanlage. Bei der Sensorinformation 232 handelt es sich je nach Ausführungsbeispiel um eine
Beschleunigungsinformation oder um eine Biegemomentinformation. Dabei repräsentiert eine Bescheinigungsinformation eine in einem Abstand von einer Drehachse eines Rotors der Windenergieanlage an einem Rotorblatt des Rotors erfasste Beschleunigung des Rotorblatts, Die Biegemomentinformation repräsentiert ein Blattbiegemoment des
Rotorblatts.
In einem Ausführungsbeispiel ist die Einrichtung 238 zum Ermitteln der Windrichtung 122 ausgebildet, die Windrichtung 122 unter Verwendung der Rotorblattbiegeinformation 1 18 und einer Referenzinformation 244 zu ermittein. Die Referenzinformation 244 repräsentiert eine Rotorblattbiegeinformation bei einer geraden Anströmung des Rotors der
Windenergieanlage. So kann eine aktuelle Rotorblattbiegeinformation 118 mit der
Referenzinformation 244 verglichen werden. Dabei repräsentiert insbesondere in einem Ausführungsbeispiel die Referenzinformation 244 eine Rotorblattbiegeinformation bei einer Ausrichtung des betreffenden Rotorblatts oben oder unten, das heißt bei einer Ausrichtung parallel beziehungsweise in Verlängerung des Turms der Windenergieanlage.
Die Einrichtung 238 zum Ermitteln der Windrichtung 122 ist in einem Ausführungsbeispiel des Steuergeräts 102 ausgebildet, die Windrichtung 122 unter Verwendung einer Position des Rotorblatts, die einem Extremwert der Rotorblattbiegeinformation zugeordnet ist, oder eines Zeitpunkts, der einem Extremwert der Rotorblattbiegeinformation zugeordnet ist, zu ermitteln. Dabei handelt es sich bei dem Extremwert um eine maximale Blattbiegung beziehungsweise eine minimale Blattbiegung eines Rotorblatts beziehungsweise ein Sensorsignal beziehungsweise eine Sensorinformation, die eine maximale beziehungsweise minimale Blattbiegung des Rotorblatts repräsentiert.
Optional wird in der Einrichtung 238 zum Ermitteln der Windrichtung 122 eine
Rotorblattposition, also eine Position des Rotorblatts bestimmt, bei der eine maximale oder minimale Blattbiegung des Rotorblatts auftritt, wobei die Windrichtung 122 unter Verwendung der so bestimmten Rotorblattposition der maximalen oder minimalen Blattbiegung ermittelt wird. Dabei kann ein Differenzwinkel ermittelt werden, der eine Abweichung der
Rotorblattposition mit einer maximalen oder minimalen Blattbiegung von einer senkrechten Ausrichtung des Rotorblatts repräsentiert. Alternativ kann ein Zeitpunkt bestimmt werden, an dem die Blattbiegung des Rotorblatts ein Maximum oder ein Minimum erreicht, und der so bestimmte Zeitpunkts mit einem weiteren Zeitpunkt, der einer senkrechten Ausrichtung des Rotorblatts entspricht, verglichen werden. Der so bestimmte Differenzwinkel
beziehungsweise das so bestimmte Zeitintervall kann genutzt werden, um in der Einrichtung 238 zum Ermitteln die Windrichtung zu bestimmen. Dabei kann entweder ein Vorlauf beziehungsweise Nachlauf festgestellt werden und somit eine Änderungsrichtung der Ausrichtung des Rotors zur Windrichtung bestimmt werden als eine relative Größe oder alternativ auch als eine absolute Größe, um einen Änderungswinkel zu bestimmen, der als Führungsgröße bereitgestellt werden kann.
Optional ist die Einrichtung 238 zum Ermitteln ausgebildet, die Windrichtung 122 unter Verwendung einer Mehrzahl von Rotorblattbiegeinformation 118 zu ermitteln. So kann eine Rotorblattbiegeinformation 118 einer Mehrzahl von Rotorblättern verwendet werden, um die Windrichtung 122 zu ermitteln,
Die optionale Einrichtung 236 zum Mitteln ist ausgebildet, die Rotorblattbiegeinformation 118 über eine Mehrzahl von Rotorblättern des Rotors oder über eine Mehrzahl von
Umdrehungen des Rotors zu mittein. Vorteilhaft werden dadurch Turbulenzen und aridere Störgrößen herausgefiltert beziehungsweise herausgemittelt.
In dem in Fig. 2 dargestellten Ausführungsbeispiel weist das Steuergerät 102 eine
Einrichtung 234 zum Bestimmen der Rotorblattbiegeinformation 118 auf. Die Einrichtung 234 zum Bestimmen ist ausgebildet, unter Verwendung zumindest einer Sensorinformation 232 die Rotorblattbiegeinformation 1 18 zu bestimmen,
Die Schnittstelle 240 zum Bereitstellen ist ausgebildet, die Führungsgröße 242 für eine Stelleinrichtung der Windenergieanlage unter Verwendung der Windrichtung 122 zu bestimmen und bereitzustellen, um den Rotor zur Windrichtung auszurichten, d.h. eine Geradeanströmung des Rotors der Windenergieanlage zu erzielen.
Eine Sensoreinrichtung 116 ist mit der Schnittstelle 230 verbunden. Die Sensoreinrichtung ist ausgebildet, ein Signal, welches eine Biegung des Rotorblatts repräsentiert oder ein davon abgeleitetes Signal bereitzustellen. So ist die Sensoreinrichtung 116 ausgebildet, an der Schnittstelle 230 eine Rotorblattbiegeinformation 118 und ergänzend oder alternativ eine Sensorinformation 232 bereitzustellen. Bei der Sensorinformation 232 handelt es sich beispielsweise um ein Beschleunigungssignal oder ein Biegemoment, welches an einem der Rotorblätter der Windenergieanlage erfasst wurde. Fig. 3 zeigt ein Ablaufdiagramm eines Verfahrens 350 zum Betreiben einer
Windenergieanlage gemäß einem Ausführungsbeispiel der Erfindung. Bei der
Windenergieanlage kann es sich um ein Ausführungsbeispiel einer in Fig. 1 gezeigten Windenergieanlage 100 handeln. Das Verfahren 350 kann beispielsweise auf einem
Steuergerät ausgeführt werden, wie dieses als Steuergerät 102 in Fig. 1 oder Fig. 2 gezeigt ist.
Das Verfahren 350 weist zumindest einen Schritt 352 des Ermitteins einer Windrichtung unter Verwendung zumindest einer Rotorblattbiegeinformation auf.
In optionalen Erweiterungen des hier dargestellten Ausführungsbeispiels des Verfahrens 350 umfasst das Verfahren 350 wie hier dargestellt weitere Schritte. In einem Schritt 354 des Mitteins wird die Rotorblattbiegeinformation über eine Mehrzahl von Rotorblättern des Rotors oder über eine Mehrzahl von Umdrehungen des Rotors gemittelt. In einem Schritt 356 des Bestimmens wird die zumindest eine Rotorblattbiegeinformation unter Verwendung einer Beschleunigungsinformation oder einer Biegemomentinformation bestimmt. In einem Schritt 358 des Bereitstellens wird eine Führungsgröße für eine Stelleinrichtung der
Windenergieanlage unter Verwendung der Windrichtung bereitgestellt. Dabei weist je nach Ausführungsbeispiel das Verfahren 350 neben dem Schritt 352. des Ermitteins einen oder mehrere der hier dargestellten optionalen Schritte auf.
Als einen Aspekt schafft das Verfahren 350 eine Windrichtungserkennung aus
Beschleunigungssignalen in den Rotorbiättern einer Windenergieanlage. Die gezeigten Ausführungsbeispiele sind nur beispielhaft gewählt und können miteinander kombiniert werden. Bezugszeichenliste
100 Windenergieanlage
102 Steuergerät
104 Rotor
106 Rotorblatt
108 Drehachse, Generatorwelle
1 10 Gondel
1 12 Turm
1 14 Abstand
116 Sensoreinrichtung
118 Rotorblattbtegeinformation
120 Blattbiegung
122 Windrichtung
230 Schnittstelle zum Einlesen
232 Sensorinformation
234 Einrichtung zum Bestimmen
236 Einrichtung zum Mitteln 238 Einrichtung zum Ermitteln
240 Schnittstelle zum Bereitstellen
242 Führungsgröße
244 Referenzinformation 350 Verfahren
352 Schritt des Ermitteins
354 Schritt des Mitteins
356 Schritt des Bestimmens
358 Schritt des Bereitstellens

Claims

Ansprüche
1. Verfahren (350) zum Betreiben einer Windenergieanlage (100), wobei das Verfahren (350) zumindest den folgenden Schritt aufweist:
Ermitteln (352) einer an der Windenergieanlage (100) herrschenden Windrichtung (122) unter Verwendung zumindest einer Rotorblattbiegeinformation (1 18), wobei die Rotorblattbiegeinformation (1 18) eine Blattbiegung (120) eines Rotorblatts (108) eines Rotors (104) der Windenergieanlage (100) repräsentiert,
2. Verfahren (350) gemäß einem der vorstehenden Ansprüche, bei dem im Schritt (352) des Ermitteins die Windrichtung (122) unter Verwendung der zumindest einen
Rotorblattbiegeinformation (1 18) und einer Referenzinformation (244) ermittelt wird, wobei die Referenzinformation (244) eine Rotorblattbiegeinformation bei einer eine gerade Anströmung des Rotors (104) bewirkenden Windrichtung (122) repräsentiert.
3. Verfahren (350) gemäß Anspruch 2, bei dem im Schritt (352) des Ermitteins die
Referenzinformation (244) die Rotorblattbiegeinformation bei einer nach oben oder nach unten zeigenden Ausrichtung des Rotorblatts (106) repräsentiert,
4. Verfahren (350) gemäß einem der vorstehenden Ansprüche, bei dem im Schritt (352) des Ermitteins die Windrichtung (122) unter Verwendung einer einem Extremwert der Rotorblattbiegeinformation (1 18) zugeordneten Position des Rotorblatts (108) und/oder eines dem Extremwert der Rotorblattbiegeinformation (1 18) zugeordneten Zeitpunkts ermittelt wird,
5. Verfahren (350) gemäß einem der vorstehenden Ansprüche, bei dem im Schritt (352) des Ermitteins unter Verwendung der Rotorblattbiegeinformation (1 18) eine
Rotorblattposition einer maximalen oder minimalen Blattbiegung des Rotorblatts bestimmt wird, wobei die Windrichtung (122) unter Verwendung der Rotorblattposition der maximalen oder minimalen Blattbiegung des Rotorblatts (106) ermittelt wird.
6. Verfahren (350) gemäß einem der vorstehenden Ansprüche, bei dem im Schritt (352) des Ermitteins die Windrichtung (122) unter Verwendung zumindest einer weiteren Rotorblattbiegeinformation (118) ermittelt wird, wobei die weitere
Rotorblattbiegeinformation (118) eine weitere Blattbiegung eines weiteren Rotorblatts (106) des Rotors (104) repräsentiert,
7. Verfahren (350) gemäß einem der vorstehenden Ansprüche, mit einem Schritt (354) des Mitteins, wobei die Rotorblattbiegeinformation (118) über eine Mehrzahl von Rotorblättern (108) des Rotors (104) und/oder über eine Mehrzahl von Umdrehungen des Rotors (104) gemittelt wird,
8, Verfahren (350) gemäß einem der vorstehenden Ansprüche, mit einem Schritt (358) des Bestimmens der zumindest einen Rotorblattbiegeinformation (118) unter Verwendung zumindest einer Beschleunigungsinformation, wobei die
Beschleunigungsinformation eine in einem Abstand von einer Drehachse (108) eines Rotors (104) der Windenergieanlage (100) an einem Rotorblatt (106) des Rotors (104) erfasste Beschleunigung des Rotorblatts (106) repräsentiert, und/oder unter Verwendung zumindest einer Biegemomentinformation, wobei die
Biegemomentinformation ein Biattbiegemoment des Rotorblatts (106) repräsentiert.
9. Verfahren (350) gemäß einem der vorstehenden Ansprüche, mit einem Schritt (358) des Bereitstellens einer Führungsgröße (242) für eine Versteileinrichtung der Windenergieanlage (100) unter Verwendung der Windrichtung (122), um den Rotor (104) zur Windrichtung (122) auszurichten,
10, Steuergerät (102) zum Betreiben einer Windenergieanlage (100), das ausgebildet ist, um alle Schritte eines Verfahrens (350) gemäß einem der vorangegangenen
Ansprüche durchzuführen,
11 , Computerprogramm, das dazu eingerichtet ist, alle Schritte eines Verfahrens (350) gemäß einem der vorangegangenen Ansprüche durchzuführen.
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