WO2020074331A1 - Verfahren und system zum betreiben einer windenergieanlage - Google Patents

Verfahren und system zum betreiben einer windenergieanlage Download PDF

Info

Publication number
WO2020074331A1
WO2020074331A1 PCT/EP2019/076652 EP2019076652W WO2020074331A1 WO 2020074331 A1 WO2020074331 A1 WO 2020074331A1 EP 2019076652 W EP2019076652 W EP 2019076652W WO 2020074331 A1 WO2020074331 A1 WO 2020074331A1
Authority
WO
WIPO (PCT)
Prior art keywords
blade
rotor
individual
rotor blades
sensor
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Ceased
Application number
PCT/EP2019/076652
Other languages
English (en)
French (fr)
Inventor
Svenja Fischer
Karsten Warfen
Björn Zastrow
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Senvion GmbH
Original Assignee
Senvion GmbH
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Senvion GmbH filed Critical Senvion GmbH
Publication of WO2020074331A1 publication Critical patent/WO2020074331A1/de
Anticipated expiration legal-status Critical
Ceased legal-status Critical Current

Links

Classifications

    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F03—MACHINES OR ENGINES FOR LIQUIDS; WIND, SPRING, OR WEIGHT MOTORS; PRODUCING MECHANICAL POWER OR A REACTIVE PROPULSIVE THRUST, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • F03D—WIND MOTORS
    • F03D7/00—Controlling wind motors 
    • F03D7/02—Controlling wind motors  the wind motors having rotation axis substantially parallel to the air flow entering the rotor
    • F03D7/022—Adjusting aerodynamic properties of the blades
    • F03D7/0224—Adjusting blade pitch
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F03—MACHINES OR ENGINES FOR LIQUIDS; WIND, SPRING, OR WEIGHT MOTORS; PRODUCING MECHANICAL POWER OR A REACTIVE PROPULSIVE THRUST, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • F03D—WIND MOTORS
    • F03D7/00—Controlling wind motors 
    • F03D7/02—Controlling wind motors  the wind motors having rotation axis substantially parallel to the air flow entering the rotor
    • F03D7/022—Adjusting aerodynamic properties of the blades
    • F03D7/024—Adjusting aerodynamic properties of the blades of individual blades
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F03—MACHINES OR ENGINES FOR LIQUIDS; WIND, SPRING, OR WEIGHT MOTORS; PRODUCING MECHANICAL POWER OR A REACTIVE PROPULSIVE THRUST, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • F03D—WIND MOTORS
    • F03D7/00—Controlling wind motors 
    • F03D7/02—Controlling wind motors  the wind motors having rotation axis substantially parallel to the air flow entering the rotor
    • F03D7/0296—Controlling wind motors  the wind motors having rotation axis substantially parallel to the air flow entering the rotor to prevent, counteract or reduce noise emissions
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F05—INDEXING SCHEMES RELATING TO ENGINES OR PUMPS IN VARIOUS SUBCLASSES OF CLASSES F01-F04
    • F05B—INDEXING SCHEME RELATING TO WIND, SPRING, WEIGHT, INERTIA OR LIKE MOTORS, TO MACHINES OR ENGINES FOR LIQUIDS COVERED BY SUBCLASSES F03B, F03D AND F03G
    • F05B2260/00—Function
    • F05B2260/96—Preventing, counteracting or reducing vibration or noise
    • F05B2260/966—Preventing, counteracting or reducing vibration or noise by correcting static or dynamic imbalance
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F05—INDEXING SCHEMES RELATING TO ENGINES OR PUMPS IN VARIOUS SUBCLASSES OF CLASSES F01-F04
    • F05B—INDEXING SCHEME RELATING TO WIND, SPRING, WEIGHT, INERTIA OR LIKE MOTORS, TO MACHINES OR ENGINES FOR LIQUIDS COVERED BY SUBCLASSES F03B, F03D AND F03G
    • F05B2270/00—Control
    • F05B2270/30—Control parameters, e.g. input parameters
    • F05B2270/331—Mechanical loads
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E10/00—Energy generation through renewable energy sources
    • Y02E10/70—Wind energy
    • Y02E10/72—Wind turbines with rotation axis in wind direction

Definitions

  • the invention relates to a method for operating a wind energy installation which has at least two rotor blades, sensor signals which are suitable for characterizing a blade load on the at least two rotor blades being recorded, a blade load on the basis of the detected sensor signals and one Calibration function is determined, and the wind turbine, in particular the setting angle of the at least two rotor blades, is controlled on the basis of the blade load determined.
  • a control of an adjustment angle of the rotor blades is used.
  • the rotor blades are preferably individually rotated (pitched) during the revolution so that a total mechanical load that is introduced via a rotor hub, a rotor shaft and a gondola onto a tower of the wind energy installation can be minimized.
  • there is talk of an individual pitch control Individual Pitch Control).
  • strain sensors for example fiber Bragg sensors or strain gauges
  • sensors which are connected in such a way that only bending strains, but not normal forces due to temperature expansion or centrifugal forces, are taken into account.
  • sensors for measuring blade loads cannot be attached exactly to the place where, according to theoretical considerations, they should be attached. Furthermore, sensors can change their properties over time, so that calibration of the sensors is necessary.
  • the sensors are usually calibrated statically against the gravitational bending moment from the known mass and the known center of gravity of the distance from the rotor blade to the measuring point with the rotor blade in a horizontal position. To determine a possible offset of the sensors for measuring the blade bending moments, the rotor blade is preferably placed vertically.
  • the impact bending moment of the rotor blade which is essentially perpendicular to a reference plane of the rotor blade, or the swivel bending moment, which is essentially parallel to a reference plane of the rotor blade, can be addressed by rotating the blade positioning angle by 90 °.
  • the control On the basis of the control of the wind energy installation by means of a rotor blade feedback control, the control tries, in particular the 1 p load components, by cyclical, rotational frequency adjustment of the individual setting angles of the rotor blades compensate, which causes considerable, permanent blade adjustment activity.
  • a first aspect of the invention relates to a method for operating a wind power plant which has at least two rotor blades, comprising the following working steps:
  • At least one of the sensor-specific adjustment functions of the rotor blades is adapted in such a way that a difference between the individual blade loads of different rotor blades is at least reduced.
  • a second aspect of the invention relates to a system for operating a wind power plant which has at least two rotor blades, comprising:
  • Evaluation means set up to determine an individual blade load, in particular an impact bending moment, for each rotor blade on the basis of the sensor signals recorded on the respective rotor blade and a sensor-specific adaptation function of the respective rotor blade and for adapting at least one of the sensor-specific adaptation functions of the rotor blades in the way that a difference between the individual blade loads of different rotor blades is at least reduced;
  • Control means of the wind energy installation set up to control the wind energy installation, in particular the setting angle of the rotor blades, on the basis of the determined individual blade loads.
  • a setting angle in the sense of the invention is preferably an angle, measured about a longitudinal axis of the rotor blade, between a reference plane of a rotor blade and a rotor plane swept by the longitudinal axis of the rotor blade when the rotor rotates, which plane is preferably perpendicular to the rotor axis or, in the case of rotors with a cone angle, represents a conical surface area.
  • the setting angle is preferably defined as 0 ° when the rotor blade is in the operating position, ie. H. in operation with an optimal high-speed number, which delivers the maximum power on the rotor shaft.
  • the setting angle can also be defined as an angle between a rotor blade chord, which preferably extends at least substantially from a rotor blade leading edge to a rotor blade trailing edge, on a predefined profile cut of the rotor blade and the above-mentioned rotor plane or conical outer surface.
  • An impact bending moment in the sense of the invention preferably occurs perpendicular to the reference plane of the rotor blade. This is preferably perpendicular to the rotor plane when the setting angle of the rotor blade is 0 °.
  • Controlling a wind power plant in the sense of the present invention is preferably specifying setpoints of operating parameters of the wind power plant with the rotor rotating in the spin mode, in which the rotor blades are preferably in a flag position, or in production operation.
  • the control is preferably a regulation.
  • a matching function in the sense of the invention is preferably an assignment rule between sensor signals or blade loads as input variables and a blade load adjusted as an output variable between the rotor blades.
  • a calibration function in the sense of the invention is preferably an assignment rule between sensor signals or blade loads as input variables and an adjusted blade load as output variable.
  • a gain in the sense of the invention is preferably a proportional part of an adjustment function and / or a calibration function.
  • a means in the sense of the present invention can be embodied in terms of hardware and / or software technology, in particular a data processing or signal processing unit, in particular a digital processing unit, in particular a microprocessor unit (CPU), preferably connected to a memory and / or bus system. and / or have one or more programs or program modules.
  • the CPU can be designed to process commands that are implemented as a program stored in a memory system, to acquire input signals from a data bus and / or to output signals to a data bus.
  • a storage system can have one or more, in particular different, storage media, in particular optical, magnetic, solid-state and / or other non-volatile media.
  • the program can be designed in such a way that it embodies or is capable of executing the methods described here, so that the CPU can execute the steps of such methods and thus in particular can control and / or monitor a wind energy installation.
  • a time constant in the sense of the invention preferably characterizes a characteristic time period or decay time.
  • the time constant can preferably also be specified as a time period.
  • Sensor-specific in the sense of the invention preferably means individually for each sensor device and / or individually for each rotor blade.
  • Each rotor blade usually has a sensor device.
  • the invention is based in particular on the approach of at least reducing periodic, in particular circulating frequency, changes in a setting parameter which is used to control the wind energy installation.
  • this is achieved in that the determined individual blade loads, which are used to control the wind energy installation, in particular the vidual, setting angle of the rotor blades are used, are adjusted to each other.
  • the individual blade load is preferably an impact bending moment of each rotor blade.
  • the adjustment of the values of the individual blade load is accomplished according to the invention by an adjustment function which is taken into account when determining the individual blade load on the basis of the detected sensor signals.
  • the circulating frequency behavior of the individual blade load determined in each case can be reduced.
  • the circulating frequency behavior of the control parameter or the control parameters of the wind turbine, into which the individual blade load is included as an input parameter, is correspondingly reduced.
  • the periodic variation of the control parameter is reduced during an orbital cycle; in the ideal case, static periodic variations, which occur particularly frequently, are even completely eliminated by adapting the individual blade loads to one another.
  • the adjustment according to the invention of the sensor-specific leaf loads can also be referred to as homogenization of the individual leaf loads.
  • the invention allows loads on the adjustment system of the setting angle of the rotor blades, which are caused by control interventions due to rotational frequency load components or rotational frequency measurement errors in the load components, to be reduced.
  • the influence of measurement errors on the control of the wind turbine can be limited with the system according to the invention.
  • the deviation of a leaf load which is caused by a sensor drift or a sensor that is slowly becoming detached, would at least partially be compensated for by reducing the difference between the individual leaf loads.
  • the time constant A is selected such that the difference between the individual blade loads over a predefined period of time, over a predefined number of determined blade loads or over a predefined number of rotor revolutions is reduced to a value and / or reduced to a limit value e, the limit value e in particular which is zero.
  • the limit value e is preferably defined by an absolute value or a quotient.
  • the limit value e is more preferably approximately 63%.
  • the time constant A is advantageously chosen so that the differences between the loads on the individual blades resulting from the dynamic wind turbulence are retained in order to use them as the basis for controlling the individual blade pitch angles, the static differences in the loads on the individual blades that lead to periodic 1 p effects, but are compensated for by the adjustment functions.
  • This advantageous embodiment thus has the effect of filtering out the quasi-static circulating-frequency effects, in order not to unnecessarily burden the blade adjustment systems, but to allow the dynamic circulating-frequency effects, since they are the basis for the load-reducing individual sheet adjustment.
  • a predefined number of values of the determined individual leaf loads are taken into account on the basis of a predefined time constant A, which preferably defines a predefined time period, preferably not an older value, in particular an oldest value more is taken into account as soon as a younger value, in particular a youngest value, is taken into account.
  • Younger values are the most recently determined values. The most recent value is therefore the most recently determined value.
  • Older values of the leaf loads are taken into account in order to reduce interference effects by deviating the measured values, so-called single outliers.
  • a permanent deviation of the blade loads determined from the sensor signals, which makes an adjustment necessary, is taken into account by the gradually increasing influence of the younger values.
  • younger values of the individual blade loads are weighted higher than older values of the individual blade loads, preferably on the basis of a predefined time constant A, which preferably defines a predefined time period, in order to adapt the adjustment function.
  • A preferably defines a predefined time period
  • the at least one of the sensor-specific adaptation functions is continuously adapted, in particular before, during or after a respective control process of a large number of control processes.
  • the method according to the invention further comprises the step of determining at least one adjustment parameter of at least one of the sensor-specific adjustment functions on the basis of the difference between the individual blade loads on the rotor blades.
  • Such an adjustment parameter which is preferably in the form of a factor, in particular a gain, enables simple adjustment of the individual sheet load.
  • the evaluation means is set up to determine at least one adjustment parameter of at least one of the sensor-specific adjustment functions on the basis of the difference between the individual blade loads on the rotor blades.
  • values of the determined blade load are weighted in such a way that new values cause a change in the determined individual blade load of a rotor blade which has a predetermined limit value, e.g. does not exceed. This also enables a smoothed control behavior of the wind energy installation to be achieved.
  • the limit value z is preferably defined by an absolute value or a quotient.
  • the weighting is carried out in such a way that a change in the determined individual blade load on a rotor blade beyond the predetermined limit value z requires a large number of values, in particular at least a third of the values considered for adjustment.
  • This also results in a particularly smooth control behavior of the wind energy installation.
  • jumps in the setpoint specification for the setting parameters of the wind power installation can be avoided in this way.
  • Such an adjustment parameter is, for example, an individual adjustment angle for a rotor blade.
  • a delay function in particular a function of a PT1 element, is mapped when the values are taken into account.
  • a PT1 element in the sense of the invention is preferably a transfer function with proportional transfer behavior with a first-order delay.
  • the time response of a PT1 element with respect to an input value over time is preferably an exponential function.
  • a weighting A of the alignment processes is therefore initially K and gradually decreases over time, the longer the alignment processes have occurred. This course can be described mathematically by the following relationship:
  • T is a predefined time constant of the PT1 element.
  • the weighting of the values decreases the older the values are.
  • the at least one of the sensor-specific adaptation functions is only adapted if predefined criteria, in particular with regard to the operating conditions and / or an operating state of the wind power installation, are met when the sensor signals are detected.
  • the setting angle of the rotor blades essentially corresponds to the performance-optimized operating position with an optimal high-speed number, in particular if a collective setting angle of the rotor blades is below a predefined setting angle limit, in particular less than about 4 °.
  • the method according to the invention also has the following work steps:
  • the evaluation means is set up to give the value of the adjustment parameter each with a predefined limit value h, in particular 0.85 ⁇ h ⁇ 1.15, preferably 0.92 ⁇ h ⁇ 1.08. particularly preferably 0.94 ⁇ h ⁇ 1, 06, and output a status message, in particular a warning or error message, when the adjustment parameter reaches and / or exceeds or falls below the respectively predefined limit value h.
  • control comprises determining an individual setpoint angle setpoint for each rotor blade and the setpoint angle of each rotor blade is set on the basis of this individual setpoint angle setpoint.
  • Controlling a wind turbine with individual setting angles is advantageous since special features of the individual rotor blades can be taken into account in the control.
  • the sensor-specific blade loads are used as part of a rotor blade feedback control.
  • all sensor-specific adaptation functions are adapted, wherein an adaptation function for determining the blade load per rotor blade is taken into account.
  • the method according to the invention preferably also has the step of determining an average blade load on the basis of the individual blade load of all rotor blades, the sensor-specific adjustment functions being adapted on the basis of the average blade load.
  • the adjustment parameters of the sensor-specific adjustment functions are preferably determined on the basis of a difference between individual blade loads on the rotor blades and the average blade load.
  • the average blade load serves as a reference point for adjusting the individual Leaf loads. Such a common reference point is advantageous, in particular if there are more than two rotor blades.
  • the evaluation means is set up to determine an average blade load on the basis of the individual blade load of all rotor blades, the sensor-specific adjustment functions being adapted on the basis of the average blade load.
  • the determination of the individual sheet load is additionally carried out on the basis of a calibration function, the calibration function being adapted by means of calibration processes on the basis of the determined sheet load, with recent calibration processes depending on a predefined time constant B, which preferably characterized a predefined period of time, weighted higher than older calibration processes, the time constant B in relation to the calibration function being preferably smaller than the time constant A in relation to the adjustment functions, in particular 1.5 to 2.5 times smaller.
  • the different time constants ensure that the adjustment of the individual sheet load according to the invention takes place more quickly than a recalibration of a sensor device or a sensor.
  • the adjustment according to the invention of differences in the individual blade load should be superfluous and the adjustment parameter of each sensor-specific adjustment function 1.
  • FIG. 1 shows a wind energy installation with a system for operating the wind energy installation
  • FIG. 2 shows a method for operating the wind energy installation according to FIG. 1.
  • FIG. 1 shows a wind energy installation 1 with a tower 6, on which a tower head in the form of a machine nacelle 5 is attached.
  • the machine nacelle 5 is rotated vertically axis A can be rotated in order to be able to track the respective wind direction WR, indicated by an arrow.
  • a rotor 2 is rotatably mounted on the machine nacelle 5 about a rotor axis R.
  • This rotor has three rotor blades 3a, 3b, 3c, by means of which a rotor hub 4 is set in rotation when the wind acts.
  • the rotor 2 is preferably coupled via a gear (not shown) to a generator device (not shown) in order to generate electrical energy.
  • the rotor blades 3a, 3b, 3c can each be pivoted about a longitudinal axis E of the rotor blade, the degree of pivoting being indicated by an angle of incidence.
  • the wind energy installation 1 also has a system 10 for operating the wind energy installation with a plurality of components, shown in FIG. 1 by the curly bracket.
  • the system 10 further preferably has sensor devices 30a, 30b, which are each arranged on one of the rotor blades 3a, 3b, 3c, in order to detect the blade load on the respective rotor blade 3a, 3b, 3c.
  • Sensor signals S (not shown in FIG. 1) with sensor data are recorded in the system 10 and passed on by means of an interface 20 and to an evaluation means 40.
  • This evaluation means 40 is set up to determine blade loads M1, M2, M3 (likewise not shown in FIG. 1) on the rotor blades 3a, 3b, 3c on the basis of the sensor signals S.
  • a control means 50 of the system 10 is set up, on the basis of the determined blade loads M1, M2, M3 of the rotor blades 3a, 3b, 3c, the wind energy installation 1, in particular the setting angles of the rotor blades 3a, 3b, 3c about the respective longitudinal axis E of the rotor blades, adjust. In this way, safe, wear- and / or yield-optimized operation of the wind power plant 1 is ensured.
  • the arrangement of the elements 20, 40 and 50 shown is to be understood as an example, in an advantageous embodiment partial functions or the entire functionality of the elements 20 and 40 can also be arranged adjacent to the control means 50 in the rotor hub, or partial functions of the control means 50 adjacent to the elements 20 and 40 in the machine nacelle.
  • FIG. 2 A method 100 carried out by the system 10 according to the invention for operating the wind energy installation 1 is shown in FIG. 2 by means of a block diagram. Accordingly, the system 10 has means or modules, in particular the evaluation means 50, which are implemented and set up in terms of hardware or software in order to carry out such a method 100 in a computer-assisted manner.
  • a process for controlling the wind energy installation 1 preferably comprises three basic work steps on the basis of the blade load M1, M2, M3 of the rotor blades 3a, 3b, 3c.
  • sensor signals S of the sensor devices 30a, 30b are detected. These sensor signals S characterize a blade load M1, M2, M3 present on the rotor blades 3a, 3b, 3c, in particular an impact bending moment.
  • the impact bending moments M1, M2, M3 on the rotor blades 3a, 3b, 3c are determined on the basis of these sensor signals S by means of an assignment rule in a second work step 102.
  • the setting angles of the rotor blades 3a, 3b, 3c are determined individually on the basis of the impact bending moments M1, M2, M3 and any other control parameters of the wind energy installation 1 determined in a third step 103.
  • an adjustment function is taken into account in the method 100 when calculating the respective individual blade load M1, M2, M3.
  • This adjustment function is taken into account in particular as a calibration term in an assignment rule between the sensor signals S as an input variable and the individual blade loads M1, M2, M3 as an output variable.
  • the adjustment functions or adjustment terms have the effect, in particular, that differences between the values of the individual blade loads M1, M2, M3 of different rotor blades 3a, 3b, 3c are at least reduced or even completely adjusted over a sufficiently long averaging time. This effect is referred to below as matching.
  • the matching terms preferably have at least one matching parameter AP.
  • this adjustment parameter is a so-called gain parameter or gain.
  • the assignment rule for determining the individual blade bending moment M1, in particular the impact bending moment, of a first rotor blade 3a preferably has the following form:
  • M1 (S) Gain ⁇ m ⁇ S + C, where m is a conversion factor from that part of the sensor signals S which relate to the first rotor blade 3a to the blade load M, gain is the adjustment parameter and in this case the adjustment term and at the same time C is a constant offset.
  • the gain would be 1.
  • the matching term is preferably adjusted continuously.
  • the at least one adjustment parameter AP is continuously adjusted in a work step 105a on the basis of the sensor signals S detected for controlling the wind energy installation.
  • the sensor devices 40a, 40b can change their properties over time (sensor drift).
  • the rotor blades 3a, 3b, 3c or even a device for adjusting the setting angle of the rotor blades 3a, 3b, 3c can be damaged, which can result, for example, in new mass-related imbalances. Aerodynamic imbalances can also change, for example when aerodynamic attachments on the rotor blades, such as spoilers or vortex generators, fall off. All of these changes can result in new orbital effects. These can in turn be at least reduced by adapting or adjusting the at least one adaptation parameter AP.
  • a difference is preferably determined in work step 105a between the individual blade loads M1, M2, M3 of at least two rotor blades 3a, 3b, 3c of the wind power installation 1, in particular the individual impact bending moment.
  • the respective impact bending moments M1, M2, M3 are determined using the matching term valid at that moment.
  • the matching term in particular its matching parameter AP, is then selected such that the difference between the values of the individual impact bending moments is reduced or, when viewed over a sufficiently long averaging time, is even completely eliminated. If only one sensor-specific adjustment function is used, preferably only one of the impact bending moments M1 is adjusted to the other of the impact bending moments M2.
  • the impact bending moments M1, M2, M3 of the rotor blades 3a, 3b, 3c are adjusted by means of an average value M, which is calculated in an additional work step 104, such as is shown in dashed lines in Fig. 2.
  • the individual impact bending moments M1, M2, M3 are then each compared with the average impact bending moment M and the respective adaptation term, in particular the respective adaptation parameter AP, is selected in work step 105a in such a way that the differences between the respective impact bending moments M1, M2, M3 are reduced, in particular eliminated.
  • the determination of the respective adjustment parameter AP of a respective rotor blade 3a, 3b, 3c is preferably a delay function, in particular a function that exhibits a behavior has a PT1 member used.
  • the delay function preferably has the property that in each case a predefined number of values of the determined individual impact bending moments M1, M2, M3 of this rotor blade 3a, 3b, 3c are taken into account. Alternatively, it is not the number that is predefined, but a time constant A, which preferably defines a predefined time period.
  • Such a delay function preferably has a behavior of a FIFO data memory or a ring memory.
  • older values of the respective impact bending moment M1, M2, M3 are then no longer taken into account when determining the adjustment parameter AP as soon as a more recent value of the same impact bending moment M1, M2, M3, which was currently ascertained at the Determination of the adjustment parameter AP is taken into account again.
  • the deceleration function preferably means that younger values of the respective impact bending moment are weighted higher than older values when calculating the adjustment parameter AP. The weighting between younger and older values also depends on the time constant A.
  • Both measures result in a statistical averaging of the values of the adjustment parameter, which in particular reduce the significance of short-term operating point deviations or measurement deviations.
  • a time segment of approximately 1200 seconds, for example, can be used as the time constant A.
  • the values of the determined bending moments are weighted in such a way that newly considered values bring about a change in the respective adaptation parameter that does not exceed a predetermined limit value z .
  • a change beyond this predetermined limit value z requires a large number of newly taken into account values of the impact bending moment M1, M2, M3, in particular at least one third of the values taken into account for adapting a matching term.
  • Statistically high-quality results can be achieved by using delay functions when matching the impact bending moments M1, M2, M3 of different rotor blades 3a, 3b, 3c.
  • the influence of short-term incorrect measurements or effects, such as a temporary ice deposit, on the future calculation of the impact bending moment M can be kept low.
  • Such values of the respective impact bending moment M1, M2, M3 are preferably taken into account, during which during the detection of the sensor signals S, which are the basis of the respective determined individual blade loads M1, M2, M3 - Finished criteria, in particular with regard to the operating conditions and / or an operating state of the wind energy installation 1, are met.
  • the predefined criteria serve as a boundary condition for taking relevant measurements into account. Exemplary criteria here are the setting angle of the rotor blades 3a, 3b, 3c, a rotor speed of the rotor 2 or an output of the wind energy installation 1.
  • the adjustment parameter AP Preferably, only those values of the respective impact bending moment M1, M2, M3 of the respective rotor blade 3a, 3b, 3c are taken into account for calculating the adjustment parameter AP, for which a collective setting angle lies below a predefined setting angle limit value of less than 4 °.
  • the rotor speed should preferably be above a predefined speed limit of 70% of the nominal speed, and the power should be above a predefined power limit of approximately 40% of the nominal power.
  • the criteria mentioned have the effect that, in order to determine the adjustment parameter AP, essentially values in the upper load range of the wind energy installation 1 are taken into account.
  • Adjustment processes of the control of the wind energy installation 1, in particular a change in the setting angle of the rotor blades 3a, 3b, 3c, have only little influence on the impact bending moments M1, M2, M3 in this operating range, so that the values of the.
  • setting the adjustment parameter respective impact bending moments M1, M2, M3 are essentially the same over a certain period of time or are at least of the same order of magnitude.
  • a period of time of the presence of these boundary conditions is preferably measured in the method 100 by means of a time counter.
  • Time constant A is defined, a real time period, which is specified by this time constant A, can therefore be considerably longer than this time period.
  • the time constant A is preferably selected such that approximately 10 to 30 rotor revolutions are taken into account when determining the adjustment parameter. In this way, temporal and local fluctuations in wind speed and wind direction can be averaged out.
  • Employees who carry out repairs on the wind energy installation 1 can preferably reset the time counter and adaptation terms, in particular the adaptation parameters AP. This is done in particular when changes have been made to the setting parameters or design changes to the wind energy installation 1.
  • the wind energy installation 1 After a restart, in particular after a reset to a default state, the wind energy installation 1 preferably uses smaller time constants A than during operation. This allows a relatively quick, albeit statistically less precise, adjustment of the adjustment function after a restart.
  • Current operation is preferably defined as operation after a period after the restart, which corresponds to one to ten times the value of the time constant at restart.
  • the switchover is preferably automatic if the time recorded by the time counter exceeds a multiple of the smaller time constant A kiein the PT1 link setting .
  • limit values h are preferably specified for the at least one adjustment parameter AP.
  • the at least one adjustment parameter AP which was determined in work step 105a, is compared with this limit value h. If the value of the adjustment parameter AP lies outside the limit value h or limit value range, then a warning or error message is preferably given in one Step 106 output. In this way, increasing imbalances on the rotor 2 or a defective sensor device 30a, 30b can be reliably detected.
  • Measures to protect the wind energy installation 1 can then be taken on the basis of these messages. For example, the operation of the wind turbine 1 can be stopped in the event of an error message. Alternatively, the wind turbine can continue to be operated with a reduction in power and / or speed with reduced loads.
  • the method 100 described is preferably used together with a method for calibrating the wind energy installation 1.
  • a calibration is preferably taken into account by means of a calibration function.
  • an assignment rule between the sensor signals S as an input variable and the individual impact bending moments M1, M2, M3 of the rotor blades 3a, 3b, 3c as an output variable has, in addition to the at least one adjustment term, calibration terms, which can be generally referred to as a calibration function .
  • calibration terms can be used in particular to correct sensor errors and specific properties of the respective rotor blade 3a, 3b, 3c, so that a determined value of the respective blade load M1, M2, M3, in particular the impact bending moment, is as close as possible to the actual value .
  • the calibration terms preferably have correction parameters KP, similar to the matching terms.
  • such a correction parameter KP is determined on the basis of a respective sheet load M1, M2, M3 ascertained on the basis of the sensor signals S and of position data P and reference data R in a work step 105b.
  • the reference data R are preferably simulated target values of the individual blade loads M1, M2, M3 determined by reference measurements, the position data P indicate a position of the rotor 2.
  • this delay function is also preferably a delay function, in particular a function which determines the behavior of a PT1 element depicts, for use. As described above with regard to the adjustment, this delay function also has a time constant B.
  • the real time period required is the one that must be taken into account when using a delay function , until the calibration is completed, generally significantly longer than the real time period which has to be taken into account during the adjustment, because position data with respect to the rotor 2 are preferably not taken into account during the adjustment. This can occur even if the time constant B is selected to be significantly shorter in relation to the delay function during calibration than the time constant A during adjustment.
  • the adjustment is preferably 63% complete after 1200 seconds. Calibrating takes longer.
  • the determined values of the at least one adjustment parameter AP and possibly the correction parameter KP are subsequently used to determine the respective blade load M1, M2, M3 in work step 102 in the adjustment function and in the calibration function.
  • the values of the respective blade load M1, M2, M3 determined in this way are then used, as shown in FIG. 2, on the one hand to control the wind energy installation 1 in work step 103, and on the other hand are used in turn to adapt the adjustment terms and / or the calibration terms in the work steps 105a, 105b.
  • an adjustment of the individual blade load M1, M2, M3 and, if necessary, can calibration of the respective blade load M1, M2, M3 is carried out iteratively in several steps.

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Sustainable Development (AREA)
  • Sustainable Energy (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Combustion & Propulsion (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • Wind Motors (AREA)

Abstract

Die Erfindung betrifft ein Verfahren zum Betreiben einer Windenergieanlage, welche wenigstens zwei Rotorblätter aufweist, folgende Arbeitsschritte aufweisend: Erfassen von Sensorsignalen, weil die geeignet sind, Blattbelastungen an den Rotorblättern zu charakterisieren; Ermitteln einer individuellen Blattbelastung, insbesondere eines Schlagbiegemoments, für jedes Rotorblatt auf der Grundlage der an dem jeweiligen Rotorblatt erfassten Sensorsignale und einer sensorindividuellen Angleichfunktion des jeweiligen Rotorblatts; Steuern der Windenergieanlage, insbesondere des Einstellwinkels der Rotorblätter, auf der Grundlage der ermittelten individuellen Blattbelastungen; wobei wenigstens eine der sensorindividuellen Angleichfunktionen der Rotorblätter in der Weise angepasst wird, dass ein Unterschied zwischen den individuellen Blattbelastungen verschiedener Rotorblätter wenigstens verringert wird.

Description

Verfahren und System zum Betreiben einer Windenergieanlage
Die Erfindung betrifft ein Verfahren zum Betreiben einer Windenergieanlage, welche wenigs- tens zwei Rotorblätter aufweist, wobei Sensorsignale, die geeignet sind, eine Blattbelastung an den wenigstens zwei Rotorblättern zu charakterisieren, erfasst werden, eine Blattbelas- tung auf der Grundlage der erfassten Sensorsignale und einer Kalibrierfunktion ermittelt wird, und die Windenergieanlage, insbesondere die Einstellwinkel der wenigstens zwei Rotorblät- ter, auf der Grundlage der ermittelten Blattbelastung gesteuert wird.
Bei Steuer- bzw. Regelstrategien zur Minimierung von Belastungen einer Windenergieanlage kommt insbesondere eine Steuerung eines Einstellwinkels der Rotorblätter zum Einsatz. Vorzugsweise werden hierbei die Rotorblätter individuell während des Umlaufs in den Wind gedreht (gepitcht), so dass eine mechanische Gesamtlast, die über eine Rotornabe, eine Rotorwelle und eine Gondel auf einen Turm der Windenergieanlage eingeleitet wird, mini- miert werden kann. In diesem Fall wird von einer individuellen Einstellwinkel-Steuerung ge- sprochen (Individual Pitch Control).
Insbesondere ist es hierbei vorteilhaft, wenn eine individuelle Blattbelastung, insbesondere ein Blattbiegemoment, für jedes Rotorblatt zur Steuerung bereitgestellt werden kann. In die- sem Fall wird von einer Rotorblatt-Feedback-Regelung gesprochen (Blade Feedback Con- trol).
Um Belastungsmessungen durchzuführen, werden üblicherweise Dehnungssensoren, bei- spielsweise Fiber-Bragg-Sensoren oder Dehnungsmessstreifen als Sensoren verwendet, die derart verschaltet werden, dass ausschließlich Biegedehnungen, nicht aber Normalkräfte aufgrund von Temperaturausdehnung oder Fliehkräften, berücksichtigt werden.
Sensoren zur Messung von Blattbelastungen können im Allgemeinen nicht exakt an jenem Ort angebracht werden, an dem diese nach theoretischen Betrachtungen angebracht sein sollen. Des Weiteren können Sensoren im Verlauf der Zeit ihre Eigenschaft ändern, so dass eine Kalibrierung der Sensoren notwendig ist. Die Kalibrierung der Sensoren erfolgt üblicherweise statisch gegen das Schwerkraftbiege- moment aus der bekannten Masse und dem bekannten Schwerpunkt des Abstandes des Rotorblatts von der Messstelle bei waagerecht gestelltem Rotorblatt. Zur Bestimmung eines möglichen Offsets der Sensoren zur Messung der Blattbiegemomente wird das Rotorblatt vorzugsweise vertikal gestellt. Das Schlagbiegemoment des Rotorblatts, welches im Wesent- lichen senkrecht zu einer Bezugsebene des Rotorblatts ist, oder das Schwenkbiegemoment, welches im Wesentlichen parallel zu einer Bezugsebene des Rotorblatts ist, ist hierbei durch Drehen des Blattstellwinkels um 90° ansprechbar.
Beim Betreiben der Windenergieanlage treten am Rotor Unwuchten auf. Die Unwuchten re- sultieren einerseits aus ungleichen Massenverteilungen im Rotor, insbesondere an den Ro- torblättern der Windenergieanlage, zum Beispiel durch fertigungsbedingte oder verschleiß- bedingte ungleiche Massen der Rotorblätter, Flüssigkeitseinlagerungen an den Rotorblättern, zum Beispiel durch verstopfte Kondensatablauföffnungen oder auch Eisablagerungen. Ande- rerseits treten aerodynamische Unwuchten auf, das heißt unterschiedliche, durch die Windanströmung an verschiedenen Rotorblättern zum gleichen Zeitpunkt hervorgerufene, Blattbelastungen an den verschiedenen Rotorblättern. Diese können beispielsweise durch fertigungsbedingt differierende Einstellwinkel der Rotorblätter, durch Unterschiede in der jeweiligen Blattverwindung, durch eine Beschädigung von Strömungselementen oder auch durch Verschleiß entstehen. Weiterhin liegen an verschiedenen Positionen, welche die Ro- torblätter beim Umlauf durchlaufen, verschiedene Windbedingungen, sowohl bezüglich Windgeschwindigkeit als auch bezüglich Windrichtung, vor. Eine Ursache hierfür liegt bei- spielsweise in dem Höhenwindgradienten, da die Windgeschwindigkeit mit der Höhe im All- gemeinen ansteigt.
Die Unwuchten und die Asymmetrien in der Anströmung der einzelnen Rotorblätter führen sowohl zu umlauffrequenten Lastkomponenten (1 P), welche mit der einfachen Drehfrequenz des Rotors auftreten und beispielsweise durch eine Massenunwucht des Rotors oder kon- struktive Unterschiede zwischen den Rotorblättern entstehen, als auch zu blattfrequenten Lastkomponenten (3P), welche bei der Drehzahl des Rotors, multipliziert mit der Anzahl der Rotorblätter auftreten und beispielsweise durch Unsymmetrie bei der Anströmung des Rotors entstehen. Aufgrund der Steuerung der Windenergieanlage mittels einer Rotorblatt- Feedback-Regelung versucht die Steuerung, insbesondere die 1 p-Lastkomponenten durch zyklische, umlauffrequente Verstellung der individuellen Einstellwinkel der Rotorblätter zu kompensieren, wodurch eine erhebliche, permanente Blattverstellaktivität hervorgerufen wird.
Es ist eine Aufgabe der Erfindung, eine Steuerung einer Windenergieanlage zu verbessern. Insbesondere ist es eine Aufgabe der Erfindung, eine Windenergieanlage mit geringem Ver- schleiß, insbesondere verschleißoptimiert, zu steuern.
Diese Aufgabe wird durch die Lehre der unabhängigen Ansprüche gelöst. Vorteilhafte Aus- gestaltungen werden in den Unteransprüchen beansprucht.
Ein erster Aspekt der Erfindung betrifft ein Verfahren zum Betreiben einer Windenergieanla- ge, welche wenigstens zwei Rotorblätter aufweist, folgende Arbeitsschritte aufweisend:
Erfassen von Sensorsignalen, weil die geeignet sind, Blattbelastungen an den Rotorblättern zu charakterisieren;
Ermitteln einer individuellen Blattbelastung, insbesondere eines Schlagbiegemoments, für jedes Rotorblatt auf der Grundlage der an dem jeweiligen Rotorblatt erfassten Sensorsignale und einer sensorindividuellen Angleichfunktion des jeweiligen Rotorblatts;
Steuern, insbesondere Regeln, der Windenergieanlage, insbesondere des Einstellwinkels der Rotorblätter, auf der Grundlage der ermittelten individuellen Blattbelastungen;
wobei wenigstens eine der sensorindividuellen Angleichfunktionen der Rotorblätter in der Weise angepasst wird, dass ein Unterschied zwischen den individuellen Blattbelastungen verschiedener Rotorblätter wenigstens verringert wird.
Entsprechend betrifft ein zweiter Aspekt der Erfindung ein System zum Betreiben einer Windenergieanlage, welche wenigstens zwei Rotorblätter aufweist, aufweisend:
eine Schnittstelle, eingerichtet zum Erfassen von Sensorsignalen, die geeignet sind, Blattbe- lastungen an den Rotorblättern zu charakterisieren;
Auswertungsmittel, eingerichtet zum Ermitteln einer individuellen Blattbelastung, insbesonde- re eines Schlagbiegemoments, für jedes Rotorblatt auf der Grundlage der an den jeweiligen Rotorblatt erfassten Sensorsignale und einer sensorindividuellen Angleichfunktion des jewei- ligen Rotorblatts und zum Anpassen wenigstens einer der sensorindividuellen Angleichfunk- tionen der Rotorblätter in der Weise, dass ein Unterschied zwischen den individuellen Blatt- belastungen verschiedener Rotorblätter wenigstens verringert wird; Steuermittel der Windenergieanlage, eingerichtet zum Steuern der Windenergieanlage, ins- besondere des Einstellwinkels der Rotorblätter, auf der Grundlage der ermittelten individuel len Blattbelastungen.
Weitere Aspekte der Erfindung betreffen ein entsprechendes Computerprogramm, ein Com- puter-lesbares Medium sowie eine Windenergieanlage.
Die in Bezug auf den ersten Aspekt der Erfindung im nachfolgenden erläuterten Merkmal und Vorteile gelten entsprechend auch für die weiteren Aspekte der Erfindung und umge- kehrt.
Ein Einstellwinkel im Sinne der Erfindung ist vorzugsweise ein um eine Rotorblattlängsachse gemessener Winkel zwischen einer Bezugsebene eines Rotorblatts und einer von der Rotor- blattlängsachse beim Drehen des Rotors überstrichenen Rotorebene, die bevorzugt senk- recht zur Rotorachse liegt oder bei Rotoren mit Konuswinkel eine Kegelmantelfäche darstellt. Vorzugsweise ist der Einstellwinkel dann als 0° definiert, wenn das Rotorblatt in Betriebsstel- lung ist, d. h. im Betrieb mit optimaler Schnelllaufzahl, die die maximale Leistung an der Ro- torwelle liefert. Der Einstellwinkel kann alternativ oder zusätzlich auch als Winkel zwischen einer Rotorblattsehne, welche vorzugsweise zumindest im Wesentlichen von einer Rotor- blattvorderkante zu einer Rotorblatthinterkante verläuft, an einem vordefinierten Profilschnitt des Rotorblatts und der oben genannten Rotorebene oder Kegelmantelfläche definiert sein.
Ein Schlagbiegemoment im Sinne der Erfindung tritt vorzugsweise senkrecht zu der Bezugs- ebene des Rotorblatts auf. Vorzugsweise ist dieses dann senkrecht zu der Rotorebene, wenn der Einstellwinkel des Rotorblatts 0° beträgt.
Ein Steuern einer Windenergieanlage im Sinne der vorliegenden Erfindung ist vorzugsweise ein Vorgeben von Sollwerten von Betriebsparametern der Windenergieanlage bei sich dre- hendem Rotor im Trudelbetrieb, bei welchem die Rotorblätter vorzugsweise in einer Fahnen- stellung sind, oder im Produktionsbetrieb. Vorzugsweise ist das Steuern ein Regeln.
Eine Angleichfunktion im Sinne der Erfindung ist vorzugsweise eine Zuordnungsvorschrift zwischen Sensorsignalen oder Blattbelastungen als Eingangsgrößen und einer zwischen den Rotorblättern angeglichenen Blattbelastung als Ausgangsgröße. Eine Kalibrierfunktion im Sinne der Erfindung ist vorzugsweise eine Zuordnungsvorschrift zwischen Sensorsignalen oder Blattbelastungen als Eingangsgrößen und einer justierten Blattbelastung als Ausgangsgröße.
Ein Gain im Sinne der Erfindung ist vorzugsweise ein Proportionalanteil einer Angleichfunkti- on und/oder einer Kalibrierfunktion.
Ein Mittel im Sinne der vorliegenden Erfindung kann hard- und/oder softwaretechnisch aus- gebildet sein, insbesondere eine, vorzugsweise mit einem Speicher- und/oder Bussystem daten- bzw. signalverbundene, insbesondere digitale, Verarbeitungs-, insbesondere Mikro- prozessoreinheit (CPU) und/oder ein oder mehrere Programme oder Programmmodule auf- weisen. Die CPU kann dazu ausgebildet sein, Befehle, die als ein in einem Speichersystem abgelegtes Programm implementiert sind, abzuarbeiten, Eingangssignale von einem Daten- bus zu erfassen und/oder Ausgangssignale an einen Datenbus abzugeben. Ein Speichersys- tem kann ein oder mehrere, insbesondere verschiedene, Speichermedien, insbesondere optische, magnetische, Festkörper- und/oder andere nicht-flüchtige Medien, aufweisen. Das Programm kann derart beschaffen sein, dass es die hier beschriebenen Verfahren verkörpert bzw. auszuführen imstande ist, so dass die CPU die Schritte solcher Verfahren ausführen kann und damit insbesondere eine Windenergieanlage steuern und/oder überwachen kann.
Eine Zeitkonstante im Sinne der Erfindung charakterisiert vorzugsweise eine charakteristi- sche Zeitdauer oder Abklingdauer. Vorzugsweise kann die Zeitkonstante auch als Zeitraum angegeben werden.
Sensorindividuell im Sinne der Erfindung bedeutet vorzugsweise individuell für jede Sen- soreinrichtung und/oder individuell für jedes Rotorblatt. Üblicherweise weist jedes Rotorblatt eine Sensoreinrichtung auf.
Die Erfindung basiert insbesondere auf dem Ansatz, periodische, insbesondere umlauffre- quente, Veränderungen eines Einstellparameters, welcher zur Steuerung der Windenergie- anlage verwendet wird, wenigstens zu verringern.
Erfindungsgemäß wird dies dadurch erreicht, dass die ermittelten individuellen Blattbelas- tungen, welche zum Steuern der Windenergieanlage, insbesondere des, vorzugsweise indi- viduellen, Einstellwinkels der Rotorblätter eingesetzt werden, aneinander angeglichen wer- den. Bei der individuellen Blattbelastung handelt es sich dabei vorzugsweise um ein Schlag- biegemoment jedes Rotorblatts. Das Angleichen der Werte der individuellen Blattbelastung wird erfindungsgemäß durch eine Angleichfunktion bewerkstelligt, welche beim Ermitteln der individuellen Blattbelastung ausgehend von den erfassten Sensorsignalen berücksichtigt wird.
Durch das Angleichen der individuellen Blattbelastungen verschiedener Rotorblätter anei- nander kann das umlauffrequente Verhalten der jeweils ermittelten individuellen Blattbelas- tung reduziert werden. Entsprechend wird auch das umlauffrequente Verhalten des Steuer- parameters oder der Steuerparameter der Windenergieanlage, in welche die individuelle Blattbelastung als Eingangsparameter eingeht, reduziert. Auf diese Weise wird die periodi- sche Variation des Steuerparameters während eines Umlaufzyklus verringert, im Idealfall werden statische periodische Variationen, welche insbesondere umlauffrequent auftreten, sogar vollständig beseitigt, indem die individuellen Blattbelastungen aneinander angeglichen werden. Entsprechend kann das erfindungsgemäße Angleichen der sensorindividuellen Blattbelastungen auch als Homogenisierung der individuellen Blattbelastungen bezeichnet werden.
Durch die Erfindung können Belastungen auf das Verstellsystems der Einstellwinkel der Ro- torblätter, welche durch Steuereingriffe aufgrund von umlauffrequenten Lastkomponenten oder umlauffrequenten Messfehlern bei den Lastkomponenten hervorgerufen werden, redu- ziert werden.
Zusätzlich kann mit dem erfindungsgemäßen System ein Einfluss von Messfehlern auf die Steuerung der Windenergieanlage begrenzt werden. Beispielsweise würde die Abweichung einer Blattbelastung, welche durch eine Sensordrift oder einen Sensor, welcher sich langsam ablöst, hervorgerufen wird, durch die Verringerung des Unterschieds zwischen den individu- ellen Blattbelastungen wenigstens teilweise aufgefangen werden.
In einer weiteren vorteilhaften Ausgestaltung des erfindungsgemäßen Verfahrens wird die Zeitkonstante A derart gewählt, dass sich der Unterschied zwischen den individuellen Blatt- belastungen über einen vordefinierten Zeitraum, über eine vordefinierte Anzahl von ermittel- ten Blattbelastungen oder über eine vordefinierte Anzahl von Rotorumdrehungen auf einen Wert kleiner und/oder gleich einem Grenzwert e verringert, wobei der Grenzwert e insbeson- dere Null ist. Hierdurch wird eine geglättete Steuerung der Windenergieanlage erreicht. Vor- zugsweise ist der Grenzwert e durch einen absoluten Wert oder einen Quotienten definiert. Weiter vorzugsweise beträgt der Grenzwert e etwa 63 %.
Die Zeitkonstante A wird hierbei vorteilhaft so gewählt, dass die aus den dynamischen Wind- turbulenzen resultierenden Unterschiede zwischen den Belastungen der einzelnen Blätter erhalten bleiben, um sie als Grundlage für die Steuerung der einzelnen Blatteinstellwinkel zu nutzen, die statischen Unterschiede in den Belastungen der einzelnen Blätter, die zu periodi- schen 1 p-Effekten führen, jedoch durch die Angleichfunktionen ausgeglichen werden.
Diese vorteilhafte Ausgestaltung bewirkt somit, die quasistatischen umlauffrequenten Effekte herauszufiltern, um die Blattverstellsysteme nicht unnötig zu belasten, die dynamischen um- lauffrequenten Effekte jedoch zuzulassen, da sie die Grundlage für die lastreduzierende Ein- zelblatt-Verstellung sind.
In einer vorteilhaften Ausgestaltung des erfindungsgemäßen Verfahrens werden zum An- passen der Angleichfunktion eine vordefinierte Anzahl an Werten der ermittelten individuellen Blattbelastungen anhand einer vordefinierten Zeitkonstante A, welche vorzugsweise einen vordefinierten Zeitabschnitt definiert, berücksichtigt, wobei vorzugsweise ein älterer Wert, insbesondere ein ältester Wert, nicht mehr berücksichtigt wird, sobald ein jüngerer Wert, ins- besondere ein jüngster Wert, berücksichtigt wird. Jüngere Werte sind hierbei die zuletzt be- stimmten Werte. Der jüngste Wert ist demnach der als letztes bestimmte Wert.
Ältere Werte der Blattbelastungen werden berücksichtigt, um Störeffekte durch Abweichen der Messwerte, sogenannter Einzelausreißer, zu verringern. Eine dauerhafte Abweichung der aus den Sensorsignalen ermittelten Blattbelastungen, welche ein Angleichen notwendig macht, wird jedoch durch den nach und nach zunehmenden Einfluss der jüngeren Werte berücksichtigt.
In einer weiteren vorteilhaften Ausgestaltung des erfindungsgemäßen Verfahrens werden zum Anpassen der Angleichfunktion jüngere Werte der individuellen Blattbelastungen höher gewichtet als ältere Werte der individuellen Blattbelastungen, vorzugsweise anhand einer vordefinierten Zeitkonstante A, welche vorzugsweise einen vordefinierten Zeitabschnitt defi niert. Durch die höhere Gewichtung jüngerer Werte der individuellen Blattbelastungen des Rotor- blatts gegenüber älteren Werten wird erreicht, dass die Anpassung auf jeweils jüngste Ver- änderungen an den Sensoren oder den Rotorblättern, welches ein Nachführen des Anglei- chens notwendig macht, in ausreichendem Maße reagiert.
In einer weiteren vorteilhaften Ausgestaltung des erfindungsgemäßen Verfahrens wird die wenigstens eine der sensorindividuellen Angleichfunktionen kontinuierlich angepasst, insbe- sondere vor, während oder nach einem jeweiligen Steuervorgang einer Vielzahl von Steuer- vorgängen. Dies hat den Vorteil, dass eine Korrektur umlauffrequenter Effekte kontinuierlich fortgeführt werden kann und neue umlauffrequente Effekte durch umlauffrequente Lastkom- ponenten von Beginn an berücksichtigt werden können.
In einer weiteren vorteilhaften Ausgestaltung weist das erfindungsgemäße Verfahren des Weiteren den Arbeitsschritt des Ermittelns wenigstens eines Angleichparameters wenigstens einer der sensorindividuellen Angleichfunktionen auf der Grundlage des Unterschieds zwi- schen den individuellen Blattbelastungen der Rotorblätter auf. Ein solcher Angleichparame- ter, welcher vorzugsweise in der Form eines Faktors, insbesondere eines Gains, geführt ist, ermöglicht eine einfache Anpassung der individuellen Blattbelastung.
Entsprechend ist das Auswertungsmittel in einer vorteilhaften Ausgestaltung des erfindungs- gemäßen Systems eingerichtet, wenigstens einen Angleichparameter wenigstens einer der sensorindividuellen Angleichfunktionen auf der Grundlage des Unterschieds zwischen den individuellen Blattbelastungen der Rotorblätter zu ermitteln.
In einer weiteren vorteilhaften Ausgestaltung des erfindungsgemäßen Verfahrens erfolgt beim Anpassen der wenigstens einen der sensorindividuellen Angleichfunktionen eine Wich- tung von Werten der ermittelten Blattbelastung in der Weise, dass neue Werte eine Ände- rung der ermittelten individuellen Blattbelastung eines Rotorblatts bewirken, welche einen vorbestimmten Grenzwert z nicht übersteigt. Auch hierdurch kann ein geglättetes Steuerver- halten der Windenergieanlage verwirklicht werden. Vorzugsweise ist der Grenzwert z durch einen absoluten Wert oder einen Quotienten definiert.
In einer weiteren vorteilhaften Ausgestaltung des erfindungsgemäßen Verfahrens erfolgt die Wichtung in der Weise, dass eine Änderung der ermittelten individuellen Blattbelastung eines Rotorblatts über den vorbestimmten Grenzwert z hinaus eine Vielzahl an Werten erfordert, insbesondere wenigstens ein Drittel der zur Anpassung berücksichtigten Werte. Auch hier- durch wird ein besonders geglättetes Steuerverhalten der Windenergieanlage erreicht. Ins- besondere können auf diese Weise Sprünge bei der Sollwert-Vorgabe für die Einstellpara- meter der Windenergieanlage vermieden werden. Ein solcher Einstellparameter ist bei- spielsweise ein individueller Einstellwinkel für ein Rotorblatt.
In einer weiteren vorteilhaften Ausgestaltung wird beim Berücksichtigen der Werte eine Ver- zögerungsfunktion, insbesondere eine Funktion eines PT1 -Glieds, abgebildet.
Ein PT1 -Glied im Sinne der Erfindung ist vorzugsweise eine Übertragungsfunktion mit pro- portionalem Übertragungsverhalten mit Verzögerung erster Ordnung. Vorzugsweise ist die zeitliche Antwort eines PT1 -Glieds in Bezug auf einen Eingangswert im zeitlichen Verlauf eine Exponentialfunktion.
Eine Wichtung A der Angleichvorgänge beträgt demnach anfänglich K und nimmt nach und nach im zeitlichen Verlauf ab, je länger die Angleichvorgänge zurückliegen. Mathematisch kann dieser Verlauf durch die folgende Beziehung beschrieben werden:
A (t) = K · e_t T
K gibt hierbei den anfänglichen Wert an, T ist eine vordefinierte Zeitkonstante des PT1- Glieds. Der zuletzt berücksichtigte Wert, d.h. der jüngste Wert, liegt bei t=0. Die Wichtung der Werte nimmt ab, je älter die Werte sind.
Die Verwendung einer Verzögerungsfunktion bewirkt eine besonders vorteilhafte Glättung des Steuerverhaltens der Windenergieanlage.
In einer weiteren vorteilhaften Ausgestaltung des erfindungsgemäßen Verfahrens wird die wenigstens eine der sensorindividuellen Angleichfunktionen ausschließlich dann angepasst, wenn beim Erfassen der Sensorsignale vordefinierte Kriterien, insbesondere in Bezug auf die Betriebsbedingungen und/oder einen Betriebszustand der Windenergieanlage, erfüllt sind. Durch ein Berücksichtigen von vordefinierten Kriterien beim Angleichen der individuellen Blattbelastung kann gewährleistet werden, dass nur solche umlauffrequenten Effekte der Steuerung der Windenergieanlage unterdrückt werden, welche für den Arbeitsbereich der Windenergieanlage relevant sind. Der Arbeitsbereich kann hierbei beliebig eingegrenzt wer- den. Auf diese Weise kann insbesondere verhindert werden, dass ein Anpassen außerhalb des Betriebsbereichs einer Anpassung im Betriebsbereich entgegenwirkt.
In einer weiteren vorteilhaften Ausgestaltung des erfindungsgemäßen Verfahrens werden beim Anpassen der wenigstens einen der sensorindividuellen Angleichfunktionen nur solche Werte in der individuellen Blattbelastung berücksichtigt, bei denen beim Erfassen der Sen- sorsignale Einstellwinkel der Rotorblätter im Wesentlichen der leistungsoptimierten Betriebs- Stellung bei optimaler Schnelllaufzahl entsprechen, insbesondere wenn ein kollektiver Ein- stellwinkel der Rotorblätter unterhalb eines vordefinierten Einstellwinkelgrenzwerts liegt, ins- besondere kleiner als etwa 4° ist.
Weiter vorzugsweise werden beim Anpassen der wenigstens einen der sensorindividuellen Angleichfunktionen nur solche Werte der individuellen Blattbelastung berücksichtigt, bei de- nen die Rotordrehzahl beim Erfassen der Sensorsignale oberhalb eines vordefinierten Dreh- zahlgrenzwerts, insbesondere oberhalb von etwa 70 % der Nenndrehzahl, liegt.
Weiter vorzugsweise werden beim Anpassen der wenigstens einen der sensorindividuellen Angleichfunktionen nur solche Werte der individuellen Blattbelastung berücksichtigt, bei de- nen die Leistung beim Erfassen der Sensorsignale oberhalb eines vordefinierten Leistungs- grenzwerts, insbesondere oberhalb von etwa 40 % der Nennleistung, liegt.
Die genannten Kriterien bewirken, dass zur Bestimmung des Angleichparameters im We- sentlichen Werte im oberen Lastbereich der Windenergieanlage berücksichtigt werden. Dies gewährleistet einen stabilen und konvergenten Angleichvorgang.
In einer weiteren vorteilhaften Ausgestaltung weist das erfindungsgemäße Verfahren des Weiteren die folgenden Arbeitsschritte auf:
Abgleichen des Werts des Angleichparameters mit jeweils einem vordefinierten Grenzwert h, insbesondere 0,85 < h < 1 ,15, bevorzugt 0,92 < h < 1 ,08, besonders bevorzugt 0,94 < h < 1 ,06; und
Ausgeben einer Statusmitteilung, insbesondere einer Warnmeldung oder Fehlermeldung, wenn der Angleichparameter den jeweils vordefinierten Grenzwert h erreicht und/oder über- oder unterschreitet. Entsprechend ist das Auswertungsmittel in einer vorteilhaften Ausgestaltung des erfindungs- gemäßen Systems eingerichtet, den Wert des Angleichparameters mit jeweils einem vordefi- nierten Grenzwert h, insbesondere 0,85 < h < 1 ,15, bevorzugt 0,92 < h < 1 ,08, besonders bevorzugt 0,94 < h < 1 ,06, abzugleichen und eine Statusmitteilung, insbesondere eine Warnmeldung oder Fehlermeldung, auszugeben, wenn der Angleichparameter den jeweils vordefinierten Grenzwert h erreicht und/oder über- oder unterschreitet.
Ergibt sich beim Angleichen der individuellen Blattbelastung ein divergentes Verhalten, so ist dies beispielsweise ein Zeichen dafür, dass eines der Rotorblätter eine Beschädigung auf- weist, welche zunimmt und/oder sich ausbreitet, dass einer der Sensoren bzw. Sensorein- richtungen an den Rotorblättern defekt ist, oder auch dass ein Verstellsystem der Windener- gieanlage defekt ist. In diesen Fällen ist es von Vorteil, wenn eine Statusmitteilung ausgege- ben wird. Vorzugsweise wird gleichzeitig der Betrieb der Windenergieanlage eingestellt. Die Windenergieanlage muss in diesem Fall überprüft werden, um die weitere Funktion sicher- zustellen.
In einer weiteren vorteilhaften Ausgestaltung des erfindungsgemäßen Verfahrens umfasst das Steuern ein Bestimmen eines individuellen Einstellwinkel-Sollwerts für jedes Rotorblatt und der Einstellwinkel jedes Rotorblatts wird auf der Grundlage dieses individuellen Einstell- winkel-Sollwerts eingestellt. Eine Steuerung einer Windenergieanlage mit individuellen Ein- stellwinkeln ist vorteilhaft, da Besonderheiten der einzelnen Rotorblätter bei der Steuerung berücksichtigt werden können. Insbesondere werden hierfür die sensorindividuellen Blattbe- lastungen im Rahmen einer Rotorblatt-Feedback-Regelung herangezogen.
In einer weiteren vorteilhaften Ausgestaltung des erfindungsgemäßen Verfahrens werden alle sensorindividuellen Angleichfunktionen angepasst, wobei eine Angleichfunktion zum Ermitteln der Blattbelastung pro Rotorblatt berücksichtigt wird. In diesem Fall weist das erfin- dungsgemäße Verfahren vorzugsweise des Weiteren den Arbeitsschritt des Ermittelns einer mittleren Blattbelastung auf der Grundlage der individuellen Blattbelastung aller Rotorblätter auf, wobei die sensorindividuellen Angleichfunktionen auf der Grundlage der mittleren Blatt- belastung angepasst werden. Vorzugsweise werden dabei die Angleichparameter der sen- sorindividuellen Angleichfunktionen auf der Grundlage eines Unterschieds zwischen indivi duellen Blattbelastungen der Rotorblätter und der mittleren Blattbelastung ermittelt. In die- sem Fall dient die mittlere Blattbelastung als Bezugspunkt zum Anpassen der individuellen Blattbelastungen. Insbesondere bei mehr als zwei Rotorblättern ist ein solcher gemeinsamer Bezugspunkt von Vorteil.
Entsprechend ist das Auswertungsmittel in einer vorteilhaften Ausgestaltung des erfindungs- gemäßen Systems eingerichtet, eine mittlere Blattbelastung auf der Grundlage der individu ellen Blattbelastung aller Rotorblätter zu ermitteln, wobei die sensorindividuellen Angleich- funktionen auf der Grundlage der mittleren Blattbelastung angepasst werden.
In einer vorteilhaften Ausgestaltung des erfindungsgemäßen Verfahrens erfolgt das Ermitteln der individuellen Blattbelastung zusätzlich auf der Grundlage einer Kalibrierfunktion, wobei die Kalibrierfunktion mittels Kalibriervorgängen auf der Grundlage der ermittelten Blattbelas- tung angepasst wird, wobei jüngere Kalibriervorgänge in Abhängigkeit von einer vordefinier- ten Zeitkonstante B, welche vorzugsweise einen vordefinierten Zeitraum charakterisiert, hö- her gewichtet werden als ältere Kalibriervorgänge, wobei die Zeitkonstante B in Bezug auf die Kalibrierfunktion vorzugsweise kleiner ist als die Zeitkonstante A in Bezug auf die An- gleichfunktionen, insbesondere 1 ,5 bis 2,5 mal kleiner. Durch die unterschiedlichen Zeitkon- stanten wird gewährleistet, dass das erfindungsgemäße Angleichen der individuellen Blattbe- lastung schneller von statten geht als ein Nachkalibrieren einer Sensoreinrichtung bzw. eines Sensors. Ist die Kalibrierung abgeschlossen und liegt keine grundlegende Störung, wie z. B. eine defekte Sensoreinrichtung oder vom Entwurfsziel abweichende Rotorblatteigenschaften, vor, so sollte die erfindungsgemäße Angleichung von Unterschieden der individuellen Blatt- belastung überflüssig sein und der Angleichparameter jeder sensorindividuellen Angleich- funktion 1 sein.
Weitere Vorteile und Merkmale ergeben sich aus den Ausführungsbeispielen, welche in Be- zug auf die Figuren beschrieben werden. Hierbei zeigt wenigstens teilweise schematisiert:
Fig. 1 eine Windenergieanlage mit einem System zum Betreiben der Windener- gieanlage; und
Fig. 2 ein Verfahren zum Betreiben der Windenergieanlage nach Fig. 1.
Fig. 1 zeigt eine Windenergieanlage 1 mit einem Turm 6, auf welchem ein Turmkopf in Form einer Maschinengondel 5 angebracht ist. Die Maschinengondel 5 ist um eine vertikale Dreh- achse A drehbar, um der jeweiligen Windrichtung WR, angedeutet durch einen Pfeil, nachge- führt werden zu können.
An der Maschinengondel 5 ist ein Rotor 2 um eine Rotorachse R drehbar gelagert. Dieser Rotor weist drei Rotorblätter 3a, 3b, 3c auf, mittels welcher eine Rotornabe 4 bei Einwirken des Windes in Rotation versetzt wird. Der Rotor 2 ist vorzugsweise über ein Getriebe (nicht dargestellt) mit einer Generatoreinrichtung (nicht dargestellt) gekoppelt, um elektrische Energie zu erzeugen.
Die Rotorblätter 3a, 3b, 3c sind jeweils um eine Rotorblattlängsachse E schwenkbar, wobei der Grad des Verschwenkens durch einen Einstellwinkel angegeben wird.
Die Windenergieanlage 1 weist des Weiteren ein System 10 zum Betreiben der Windener- gieanlage mit mehreren Komponenten auf, in der Fig. 1 durch die geschweifte Klammer dar- gestellt.
Das System 10 weist des Weiteren vorzugsweise Sensoreinrichtungen 30a, 30b auf, welche jeweils an einem der Rotorblätter 3a, 3b, 3c angeordnet sind, um die Blattbelastung an dem jeweiligen Rotorblatt 3a, 3b, 3c zu erfassen.
Sensorsignale S (nicht in Fig. 1 dargestellt) mit Sensordaten werden in dem System 10 er- fasst und mittels einer Schnittstelle 20 und an ein Auswertungsmittel 40 weitergereicht.
Dieses Auswertungsmittel 40 ist dazu eingerichtet, auf der Grundlage der Sensorsignale S Blattbelastungen M1 , M2, M3 (ebenfalls nicht in Fig. 1 dargestellt) an den Rotorblättern 3a, 3b, 3c zu ermitteln.
Ein Steuermittel 50 des Systems 10 ist dazu eingerichtet, auf der Grundlage der ermittelten Blattbelastungen M1 , M2, M3 der Rotorblätter 3a, 3b, 3c die Windenergieanlage 1 , insbe- sondere die Einstellwinkel der Rotorblätter 3a, 3b, 3c um die jeweilige Rotorblattlängsachse E, einzustellen. Auf diese Weise wird ein sicherer, verschleiß- und/oder ertragsoptimierter Betrieb der Windenergieanlage 1 gewährleistet. Die gezeigte Anordnung der Elemente 20, 40 und 50 ist beispielhaft zu verstehen, in einer vorteilhaften Ausführungsform können auch Teilfunktionen oder die gesamte Funktionalität der Elemente 20 und 40 benachbart zum Steuermittel 50 in der Rotornabe angeordnet sein, oder Teilfunktionen des Steuermittels 50 benachbart zu den Elementen 20 und 40 in der Maschinengondel.
Ein von dem erfindungsgemäßen System 10 ausgeführtes Verfahren 100 zum Betreiben der Windenergieanlage 1 ist in Fig. 2 mittels eines Blockdiagramms dargestellt. Entsprechend weist das System 10 Mittel oder Module auf, insbesondere das Auswertungsmittel 50, wel- che hardwaretechnisch oder softwaretechnisch implementiert und eingerichtet sind, um ein solches Verfahren 100 computergestützt auszuführen.
Vorzugsweise umfasst ein Vorgang zum Steuern der Windenergieanlage 1 auf der Grundla- ge der Blattbelastung M1 , M2, M3 der Rotorblätter 3a, 3b, 3c drei grundlegende Arbeits- sch ritte.
So werden in einem ersten Arbeitsschritt 101 Sensorsignale S der Sensoreinrichtungen 30a, 30b erfasst. Diese Sensorsignale S charakterisieren eine an den Rotorblättern 3a, 3b, 3c anliegende Blattbelastung M1 , M2, M3, insbesondere ein Schlagbiegemoment. Anhand die- ser Sensorsignale S werden die Schlagbiegemomente M1 , M2, M3 an den Rotorblättern 3a, 3b, 3c mittels einer Zuordnungsvorschrift in einem zweiten Arbeitsschritt 102 bestimmt. Schließlich werden die Einstellwinkel der Rotorblätter 3a, 3b, 3c individuell auf der Grundlage der jeweils ermittelten Schlagbiegemomente M1 , M2, M3 und etwaiger weiterer Steuerpara- meter der Windenergieanlage 1 in einem dritten Arbeitsschritt 103 ermittelt.
Wie eingangs ausgeführt, stellen statische umlauffrequente Effekte bei der Steuerung von Windenergieanlagen mit einer blade feedback-Regelung ein Problem dar, weil sie zu erhöh- ten Belastungen und Verschleiß in den Blattverstellsystemen der Windenergieanlage führen.
Aus diesem Grund wird in dem Verfahren 100 zusätzlich zu den Sensorsignalen S eine An- gleichfunktion bei der Berechnung der jeweiligen individuellen Blattbelastung M1 , M2, M3 berücksichtigt. Diese Angleichfunktion wird insbesondere als Kalibrierterm in einer Zuord- nungsvorschrift zwischen den Sensorsignalen S als Eingangsgröße und den individuellen Blattbelastungen M1 , M2, M3 als Ausgangsgröße berücksichtigt. Vorzugsweise gibt es meh- rere Angleichfunktionen, wobei die Angleichfunktionen sensorindividuell bzw. individuell für jedes Rotorblatt 3a, 3b, 3c sind. Weist ein Rotor 2 drei Rotorblätter 3a, 3b, 3c auf, so sind in dem Auswertungsmittel 40 vorzugsweise auch drei verschiedene Angleichfunktionen hinter- legt. Wenigstens aber sollten in Abhängigkeit einer Anzahl Z der Rotorblätter wenigstens Z-1 sensorindividuelle Angleichfunktionen bei einer Windenergieanlage 1 zum Einsatz kommen.
Die Angleichfunktionen bzw. Angleichterme bewirken insbesondere, dass Unterschiede zwi schen den Werten der individuellen Blattbelastungen M1 , M2, M3 verschiedener Rotorblätter 3a, 3b, 3c wenigstens verringert oder über eine ausreichend lange Mittelungszeit betrachtet sogar vollständig angeglichen werden. Dieser Effekt wird im Folgenden als Angleichen be- zeichnet.
Vorzugsweise weisen die Angleichterme wenigstens einen Angleichparameter AP auf. Im Falle eines linearen Angleichterms ist dieser Angleichparameter ein sogenannter Gain- Parameter oder Gain.
Vorzugsweise weist die Zuordnungsvorschrift zur Ermittlung des individuellen Blattbiegemo- ments M1 , insbesondere des Schlagbiegemoments, eines ersten Rotorblatts 3a dabei fol- gende Form auf:
M1 (S) = Gain · m · S + C, wobei m ein Umrechnungsfaktor von jenem Teil der Sensorsignale S, welche das erste Ro- torblatt 3a betreffen, zur Blattbelastung M ist, Gain der Angleichparameter und in diesem Fall gleichzeitig der Angleichterm ist und C ein konstanter Offset ist. Bei einem optimal kalibrier ten System unter optimalen Betriebsbedingungen, beispielsweise ohne Toleranzen in der Rotorblattproduktion und der Rotorblattjustierung, bei dem an allen Rotorblättern stets der gleiche Wert der Biegemomente anliegt, wäre der Gain 1.
Der Angleichterm wird vorzugsweise kontinuierlich angepasst. Insbesondere wird der we nigstens eine Angleichparameter AP hierbei kontinuierlich auf der Grundlage der zum Steu- ern der Windenergieanlage erfassten Sensorsignale S in einem Arbeitsschritt 105a nachge- stellt. Dies ist insbesondere vorteilhaft, da die Sensoreinrichtung 40a, 40b im Verlauf der Zeit ihre Eigenschaften ändern können (Sensordrift). Auch ist es möglich, dass die Rotorblätter 3a, 3b, 3c oder auch eine Einrichtung zum Verstellen des Einstellwinkels der Rotorblätter 3a, 3b, 3c beschädigt werden, was beispielweise neue massenbedingte Unwuchten zur Folge haben kann. Auch aerodynamische Unwuchten können sich ändern, beispielsweise wenn aerodynamische Anbauteile an den Rotorblättern wie Spoiler oder Vortexgeneratoren abfal- len. All diese Veränderungen können neue umlauffrequente Effekte zur Folge haben. Diese können durch Anpassen bzw. Nachstellen des wenigstens einen Angleichparameters AP wiederum wenigstens verringert werden.
Zum Ermitteln des wenigstens einen Angleichparameters AP wird in Arbeitsschritt 105a vor- zugsweise ein Unterschied zwischen den individuellen Blattbelastungen M1 , M2, M3 wenigs- tens zweier Rotorblätter 3a, 3b, 3c der Windenergieanlage 1 , insbesondere des individuellen Schlagbiegemoments, bestimmt. Die jeweiligen Schlagbiegemomente M1 , M2, M3 werden dabei mit dem in diesem Moment gültigen Angleichterm ermittelt. Anschließend wird der An- gleichterm, insbesondere dessen Angleichparameter AP, so gewählt, dass der Unterschied zwischen den Werten der individuellen Schlagbiegemomente verringert wird oder über eine ausreichend lange Mittelungszeit betrachtet sogar vollständig aufgehoben wird. Kommt nur eine sensorindividuelle Angleichfunktion zum Einsatz, so wird vorzugsweise nur eines der Schlagbiegemomente M1 an das andere der Schlagbiegemomente M2 angeglichen.
Vorzugsweise, insbesondere bei Windenergieanlagen 1 mit mehr als zwei Rotorblättern 3a, 3b, 3c, wird ein Angleichen der Schlagbiegemomente M1 , M2, M3 der Rotorblätter 3a, 3b, 3c mittels eines Mittelwerts M durchgeführt, welcher in einem zusätzlichen Arbeitsschritt 104 berechnet wird, wie in Fig. 2 strichliert dargestellt ist. Die individuellen Schlagbiegemomente M1 , M2, M3 werden dann jeweils mit dem mittleren Schlagbiegemoment M verglichen und der jeweilige Angleichterm, insbesondere der jeweilige Angleichparameter AP, in dem Ar- beitsschritt 105a in der Weise gewählt, dass die Unterschiede zwischen den jeweiligen Schlagbiegemomenten M1 , M2, M3 verringert, insbesondere beseitigt, werden.
Unabhängig davon, ob ein oder mehrere Angleichfunktionen beim Angleichen der Werte der individuellen Blattbelastungen M1 , M2, M3 zum Einsatz kommen, wird zur Bestimmung des jeweiligen Angleichparameters AP eines jeweiligen Rotorblatts 3a, 3b, 3c vorzugsweise eine Verzögerungsfunktion, insbesondere eine Funktion, welche ein Verhalten eines PT1 -Glieds aufweist, eingesetzt. Die Verzögerungsfunktion hat vorzugsweise die Eigenschaft, dass jeweils eine vordefinierte Anzahl an Werten der ermittelten individuellen Schlagbiegemomente M1 , M2, M3 dieses Rotorblatts 3a, 3b, 3c berücksichtigt werden. Alternativ wird nicht die Anzahl vordefiniert, sondern eine Zeitkonstante A, welche vorzugsweise einen vordefinierten Zeitabschnitt defi- niert. Beim Bestimmen des Angleichparameters AP werden dann alle in diesem Zeitraum ermittelten Werte der Blattbiegemomente M1 , M2, M3 des jeweiligen Rotorblatts 3a, 3b, 3c herangezogen.
Vorzugsweise weist eine solche Verzögerungsfunktion ein Verhalten eines FIFO- Datenspeichers bzw. eines Ringspeichers auf. Hierbei werden, je nach vordefinierter Anzahl oder vordefiniertem Zeitabschnitt, ältere Werte des jeweiligen Schlagbiegemoments M1 , M2, M3 beim Bestimmen des Angleichparameters AP dann nicht mehr berücksichtigt, sobald ein jüngerer Wert desselben Schlagbiegemoments M1 , M2, M3, welcher aktuell ermittelt wurde, bei der Bestimmung des Angleichparameters AP neu berücksichtigt wird. Des Weiteren vor- zugsweise werden durch die Verzögerungsfunktion jüngere Werte des jeweiligen Schlagbie- gemoments bei der Berechnung des Angleichparameters AP höher gewichtet als ältere Wer- te. Auch die Wichtung zwischen jüngeren und älteren Werten hängt vorzugsweise von der Zeitkonstanten A ab.
Beide Maßnahmen bewirken eine statistische Ausmittelung der Werte des Angleichparame- ters, welche insbesondere die Signifikanz kurzzeitiger Betriebspunktabweichungen bzw. Messabweichungen herabsetzen.
Als Zeitkonstante A kann beispielsweise ein Zeitabschnitt von etwa 1200 Sekunden ange- setzt werden.
Des Weiteren kann in der Verzögerungsfunktion vorgesehen sein, dass beim Anpassen der wenigstens einen der sensorindividuellen Angleichfunktionen die Wichtung von Werten der ermittelten Biegemomente in der Weise erfolgt, dass neu berücksichtigte Werte eine Ände- rung des jeweiligen Angleichparameters bewirken, welche einen vorbestimmten Grenzwert z nicht übersteigt. Vorzugsweise erfordert eine Änderung über diesen vorbestimmten Grenz- wert z hinaus eine Vielzahl an neu berücksichtigten Werten des Schlagbiegemoments M1 , M2, M3, insbesondere wenigstens ein Drittel der zur Anpassung eines Angleichterms be- rücksichtigten Werte. Durch den Einsatz von Verzögerungsfunktionen beim Angleichen der Schlagbiegemomente M1 , M2, M3 verschiedener Rotorblätter 3a, 3b, 3c können statistisch hochwertige Ergebnisse erzielt werden. Des Weiteren kann ein Einfluss von kurzzeitigen Fehlmessungen oder Effek- ten, wie beispielsweise eines temporären Eisansatzes, auf die zukünftige Berechnung des Schlagbiegemoments M gering gehalten werden.
Vorzugsweise werden beim Anpassen der sensorindividuellen Angleichfunktion bzw. beim Bestimmen des Angleichparameters AP solche Werte des jeweiligen Schlagbiegemoments M1 , M2, M3 berücksichtigt, bei welchen während des Erfassens der Sensorsignale S, welche den jeweiligen ermittelten individuellen Blattbelastungen M1 , M2, M3 zugrunde liegen, vorde- finierte Kriterien, insbesondere in Bezug auf die Betriebsbedingungen und/oder einen Be- triebszustand der Windenergieanlage 1 , erfüllt sind. Die vordefinierten Kriterien dienen als Randbedingung für das Berücksichtigen relevanter Messungen. Beispielhafte Kriterien sind hierbei der Einstellwinkel der Rotorblätter 3a, 3b, 3c, eine Rotordrehzahl des Rotors 2 oder auch eine erbrachte Leistung der Windenergieanlage 1.
Vorzugsweise werden zum Berechnen des Angleichparameters AP nur solche Werte des jeweiligen Schlagbiegemoments M1 , M2, M3 des jeweiligen Rotorblatts 3a, 3b, 3c berück- sichtigt, bei welchen ein kollektiver Einstellwinkel unterhalb eines vordefinierten Einstellwin- kelgrenzwerts von weniger als 4° liegt. Vorzugsweise sollte des Weiteren die Rotordrehzahl oberhalb eines vordefinierten Drehzahlgrenzwerts von 70 % der Nenndrehzahl liegen, und die Leistung sollte oberhalb eines vordefinierten Leistungsgrenzwerts von etwa 40 % der Nennleistung liegen. Die genannten Kriterien bewirken, dass zur Bestimmung des Angleich- parameters AP im Wesentlichen Werte im oberen Lastbereich der Windenergieanlage 1 be- rücksichtigt werden. Verstellvorgänge der Steuerung der Windenergieanlage 1 , insbesonde- re eine Veränderung des Einstellwinkels der Rotorblätter 3a, 3b, 3c, haben auf die Schlag- biegemomente M1 , M2, M3 in diesem Betriebsbereich nur wenig Einfluss, so dass die zum Einstellen des Angleichparameters berücksichtigten Werte des jeweiligen Schlagbiegemo- ments M1 , M2, M3 über einen gewissen Zeitraum im Wesentlichen gleich sind oder zumin- dest in der gleichen Größenordnung liegen.
Vorzugsweise wird ein Zeitraum des Vorliegens dieser Randbedingungen in dem Verfahren 100 mittels eines Zeitzählers gemessen. Um Werte über einen Zeitraum, welcher durch die Zeitkonstante A definiert wird, zu berücksichtigen, kann daher ein realer Zeitabschnitt, wel- cher durch diese Zeitkonstante A vorgegeben wird, wesentlich länger sein als dieser Zeit- raum. Beispielsweise kann ein PT1 -Glied mit einer eingestellten Zeitkonstante A = 1200 Se- kunden zur Bestimmung des Angleichparameters einen realen Zeitabschnitt von mehreren Tagen in der Vergangenheit berücksichtigen, wenn im Schnitt nur zweimal pro Tag für einen Zeitraum von wenigen Sekunden Messungen unter den vorgegebenen Randbedingungen ausgeführt werden können. Vorzugsweise ist die Zeitkonstante A in der Weise gewählt, dass etwa 10 bis 30 Rotorumdrehungen beim Ermitteln des Angleichparameters berücksichtigt werden. Auf diese Weise können zeitliche und örtliche Schwankungen der Windgeschwin- digkeit und der Windrichtung ausgemittelt werden.
Mitarbeiter, welche Reparaturen an der Windenergieanlage 1 vornehmen, können den Zeitzähler und Angleichterme, insbesondere die Angleichparameter AP, vorzugsweise wie- der zurücksetzen. Dies wird insbesondere dann gemacht, wenn Veränderungen an den Ein- stellparametern oder konstruktive Änderungen an der Windenergieanlage 1 vorgenommen wurden.
Nach einem Neustart, insbesondere nach einem Zurücksetzen in einen Default-Zustand, der Windenergieanlage 1 kommen vorzugsweise kleinere Zeitkonstanten A zum Einsatz als im laufenden Betrieb. Hierdurch kann eine relativ schnelle, wenn auch statistisch ungenauere, Anpassung der Angleichfunktion nach einem Neustart erfolgen. Der laufende Betrieb wird hierbei vorzugsweise als Betrieb nach einem Zeitraum nach dem Neustart definiert, welcher ein bis zehn Mal dem Wert der Zeitkonstanten bei Neustart entspricht. Vorzugsweise kann ein Wertepaar für die Zeitkonstanten Ak|ein = 120 Sekunden und Agroß = 1200 Sekunden betra- gen. Die Umschaltung erfolgt dann vorzugsweise automatisch, wenn die von dem Zeitzähler erfasste Zeit ein Mehrfaches der kleineren Zeitkonstante Akiein der PT1 -Gliedeinstellung überschreitet.
Vorzugsweise werden in dem Verfahren 100 für den wenigstens einen Angleichparameter AP Grenzwerte h vorgegeben. In einem Arbeitsschritt 106 wird der wenigstens eine An- gleichparameter AP, welcher in Arbeitsschritt 105a ermittelt wurde, mit diesem Grenzwert h verglichen. Liegt der Wert des Angleichparameters AP außerhalb des Grenzwerts h oder Grenzwertbereichs, so wird vorzugsweise eine Warnmeldung oder Fehlermeldung in einem Arbeitsschritt 106 ausgegeben. Auf diese Weise können zunehmende Unwuchten am Rotor 2 oder auch eine defekte Sensoreinrichtung 30a, 30b zuverlässig erkannt werden.
Auf der Grundlage dieser Meldungen können dann Maßnahmen zum Schutz der Windener- gieanlage 1 getroffen werden. Beispielsweise kann der Betrieb der Windenergieanlage 1 im Falle einer Fehlermeldung gestoppt werden. Alternativ kann die Windenergieanlage mit einer Leistungs- und / oder Drehzahlreduzierung mit reduzierten Belastungen weiterbetrieben werden.
Vorzugsweise kommt das beschriebene Verfahren 100 zusammen mit einem Verfahren zur Kalibrierung der Windenergieanlage 1 zum Einsatz. Eine Kalibrierung wird vorzugsweise mittels einer Kalibrierfunktion berücksichtigt. In diesem Fall weist eine Zuordnungsvorschrift zwischen den Sensorsignalen S als Eingangsgröße und den individuellen Schlagbiegemo- menten M1 , M2, M3 der Rotorblätter 3a, 3b, 3c als Ausgangsgröße zusätzlich zu dem we nigstens einen Angleichterm Kalibrierterme, welche verallgemeinernd als Kalibrierfunktion bezeichnet werden können, auf. Durch diese Kalibrierterme können insbesondere Sen- sorfehler und spezifische Eigenschaften des jeweiligen Rotorblatts 3a, 3b, 3c korrigiert wer- den, so dass ein ermittelter Wert der jeweiligen Blattbelastung M1 , M2, M3, insbesondere des Schlagbiegemoments, möglichst nah an dem tatsächlich vorliegenden Wert liegt. Vor- zugsweise weisen die Kalibrierterme, ähnlich den Angleichtermen, Korrekturparameter KP auf.
Wie in Fig. 2 strichliert dargestellt ist, wird ein solcher Korrekturparameter KP auf der Grund- lage einer aufgrund der Sensorsignale S ermittelten jeweiligen Blattbelastungen M1 , M2, M3 sowie von Positionsdaten P und Referenzdaten R in einem Arbeitsschritt 105b bestimmt. Die Referenzdaten R sind dabei vorzugsweise simulierte oder mittels Referenzmessungen be- stimmte Soll-Werte der individuellen Blattbelastungen M1 , M2, M3, die Positionsdaten P ge- ben eine Stellung des Rotors 2 an. Durch einen Vergleich der Werte der Referenzdaten R mit den entsprechenden Werten der ermittelten individuellen Blattbelastungen M1 , M2, M3 können die jeweiligen Korrekturparameter KP in Bezug auf jedes Rotorblatt 3a, 3b, 3c be- stimmt werden.
Auch bei dem Bestimmen der Korrekturparameter KP kommt hierbei vorzugsweise eine Ver- zögerungsfunktion, insbesondere eine Funktion, welche das Verhalten eines PT1 -Glieds abbildet, zum Einsatz. Wie oben in Bezug auf das Angleichen beschrieben, weist auch diese Verzögerungsfunktion eine Zeitkonstante B auf.
Auch in Bezug auf die Kalibrierfunktion gibt es Kriterien, welche Werte der individuellen Blattbiegemomente zur Kalibrierung herangezogen werden.
Da beim Kalibrieren, im Vergleich zu dem im Vorhergehenden beschriebenen Angleichen der individuellen Blattbelastung M1 , M2, M3, die Position des Rotors 2 eine wichtige Bedeu- tung hat, ist der benötigte reale Zeitabschnitt, welcher beim Einsatz einer Verzögerungsfun k- tion berücksichtigt werden muss, bis das Kalibrieren abgeschlossen ist, im Allgemeinen be- deutend länger als der reale Zeitabschnitt, welcher beim Angleichen berücksichtigt werden muss, weil beim Angleichen Positionsdaten in Bezug auf den Rotor 2 vorzugsweise nicht berücksichtigt werden. Dies kann selbst dann eintreten, wenn die Zeitkonstante B in Bezug auf die Verzögerungsfunktion beim Kalibrieren wesentlich kürzer gewählt wird als die Zeit- konstante A beim Angleichen.
Im Allgemeinen wird schneller Angeglichen als Kalibriert, obwohl die Zeitkonstante A der Angleichfunktion üblicherweise größer ist als die Zeitkonstante B der Kalibrierfunktion. Weil jedoch der Vorgang des Angleichens öfter ausgeführt wird als der Vorgang des Kalibrierens ist die Kalibrierung dennoch träger. Die Randbedingungen für Kalibriervorgänge sind nämlich seltener erfüllt als die Randbedingungen für die Angleichvorgänge und die jeweilige Zeitkon- stante wird stets„angehalten“, wenn die Randbedingungen nicht erfüllt sind.
Vorzugsweise ist das Angleichen nach 1200 Sekunden zu 63 % abgeschlossen. Ein Kalibrie ren benötigt entsprechend länger.
Die ermittelten Werte des wenigstens einen Angleichparameters AP und gegebenenfalls des Korrekturparameters KP werden nachfolgend zum Ermitteln der jeweiligen Blattbelastung M1 , M2, M3 im Arbeitsschritt 102 in der Angleichfunktion und in der Kalibrierfunktion einge- setzt. Die auf diese Weise ermittelten Werte der jeweiligen Blattbelastung M1 , M2, M3 wer- den dann, wie in Fig. 2 dargestellt, einerseits zum Steuern der Windenergieanlage 1 in Ar- beitsschritt 103 verwendet, und werden andererseits wiederum zum Anpassen der Angleich- terme und/oder der Kalibrierterme in den Arbeitsschritten 105a, 105b ausgegeben. Auf diese Weise kann ein Angleichen der individuellen Blattbelastung M1 , M2, M3 und gegebenenfalls eine Kalibrierung der jeweiligen Blattbelastung M1 , M2, M3 iterativ in mehreren Schritten erfolgen.
Es wird darauf hingewiesen, dass es sich bei den im Vorhergehenden beschriebenen Aus- führungsbeispielen lediglich um Beispiele handelt, die den Schutzbereich, die Anwendung und den Aufbau in keiner Weise einschränken. Vielmehr wird dem Fachmann durch die vo- rausgehenden Ausführungsbeispiele ein Leitfaden für die Umsetzung von wenigstens einer Ausführungsform gegeben, wobei diverse Änderungen, insbesondere im Hinblick auf die Funktion und Anordnung der beschriebenen Bestandteile, vorgenommen werden können, ohne den Schutzbereich zu verlassen, welcher sich aus den Ansprüchen und diesen äquiva- lenten Merkmalskombinationen ergibt.
Bezugszeichenliste
1 Windenergieanlage
2 Rotor
3a, 3b, 3c Rotorblatt
4 Rotornabe
5 Gondel
6 Turm 10 System
20 Schnittstelle
30a, 30b Sensoreinrichtung
40 Auswertungsmittel
50 Steuermittel
100 Verfahren
101-106 Verfahrensschritte
Rotorachse
Rotorblattlängsachse
Drehachse
WR Windrichtung
S Sensorsignal
M1 , M2, M3 Sensorindividuelle Blattbelastung R Referenzdaten
P Positionsdaten

Claims

Patentansprüche
1. Verfahren (100) zum Betreiben einer Windenergieanlage (1 ), welche wenigstens zwei Rotorblätter (3a, 3b, 3c) aufweist, folgende Arbeitsschritte aufweisend:
- Erfassen von Sensorsignalen (S), die geeignet sind, Blattbelastungen (M1 , M2, M3) an den Rotorblättern (3a, 3b, 3c) zu charakterisieren;
- Ermitteln einer individuellen Blattbelastung (M1 , M2, M3), insbesondere eines Schlagbiegemoments, für jedes Rotorblatt (3a, 3b, 3c) auf der Grundlage der an dem jeweiligen Rotorblatt (3a, 3b, 3c) erfassten Sensorsignale (S) und einer sen- sorindividuellen Angleichfunktion des jeweiligen Rotorblatts (3a, 3b, 3c); und
- Steuern der Windenergieanlage (1 ), insbesondere des Einstellwinkels der Rotor- blätter (3a, 3b, 3c), auf der Grundlage der ermittelten individuellen Blattbelastun- gen (M1 , M2, M3);
wobei wenigstens eine der sensorindividuellen Angleichfunktionen der Rotorblätter (3a, 3b, 3c) in der Weise angepasst wird, dass ein Unterschied zwischen den indivi- duellen Blattbelastungen (M1 , M2, M3) verschiedener Rotorblätter (3a, 3b, 3c) we nigstens verringert wird.
2. Verfahren (100) nach Anspruch 1 , wobei zum Anpassen der Angleichfunktion eine vordefinierte Anzahl an Werten der ermittelten individuellen Blattbelastungen (M1 , M2, M3) anhand einer vordefinierten Zeitkonstante A, welche vorzugsweise einen vordefinierten Zeitabschnitt definiert, berücksichtigt werden, wobei vorzugsweise ein älterer Wert, insbesondere ein ältester Wert, nicht mehr berücksichtigt wird, sobald ein jüngerer Wert, insbesondere ein jüngster Wert, berücksichtigt wird.
3. Verfahren (100) nach Anspruch 2, wobei die Zeitkonstante A derart gewählt wird, dass sich der Unterschied zwischen den individuellen Blattbelastungen (M1 , M2, M3) über einen vordefinierten Zeitraum, über eine vordefinierte Anzahl von ermittelten Blattbelastungen (M1 , M2, M3) oder über eine vordefinierte Anzahl von Rotorumdre- hungen auf einen Wert kleiner und/oder gleich einem Grenzwert e verringert, wobei der Grenzwert e insbesondere Null ist.
4. Verfahren (100) nach einem der vorhergehenden Ansprüche, wobei zum Anpassen der Angleichfunktion jüngere Werte der individuellen Blattbelastungen (M1 , M2, M3) höher gewichtet werden als ältere Werte der individuellen Blattbelastungen (M1 , M2, M3), vorzugsweise anhand einer vordefinierten Zeitkonstante A, welche vorzugswei- se einen vordefinierten Zeitabschnitt definiert.
5. Verfahren (100) nach einem der vorhergehenden Ansprüche, wobei die wenigstens eine der sensorindividuellen Angleichfunktionen kontinuierlich angepasst wird, insbe- sondere vor, während oder nach einem jeweiligen Steuervorgang einer Vielzahl von Steuervorgängen.
6. Verfahren (100) nach einem der vorhergehenden Ansprüche, des Weiteren folgenden Arbeitsschritt aufweisend:
- Ermitteln (105) wenigstens eines Angleichparameters (AP) der wenigstens einen der sensorindividuellen Angleichfunktionen auf der Grundlage des Unterschieds zwischen den individuellen Blattbelastungen (M1 , M2, M3) der verschiedenen Rotorblätter (3a, 3b, 3c).
7. Verfahren (100) nach einem der Ansprüche 2 bis 6, wobei beim Berücksichtigen der Werte eine Verzögerungsfunktion, insbesondere eine Funktion eines PT1 -Glieds, ab- gebildet wird.
8. Verfahren (100) nach einem der vorhergehenden Ansprüche, wobei die wenigstens eine der sensorindividuellen Angleichfunktionen ausschließlich dann angepasst wird, wenn während des Erfassens der Sensorsignale (S) vordefinierte Kriterien, insbe- sondere in Bezug auf wenigstens eine Betriebsbedingung und/oder einen Betriebs- zustand der Windenergieanlage (1 ), erfüllt sind.
9. Verfahren (100) nach einem der Ansprüche 6 bis 8, des Weiteren die folgenden Ar- beitsschritte aufweisend:
- Abgleichen (105) des Werts des Angleichparameters (AP) mit jeweils einem vor- definierten Grenzwert h, insbesondere 0,85 < h < 1 ,15, bevorzugt 0,92 < h < 1 ,08, besonders bevorzugt 0,94 < h < 1 ,06; und - Ausgeben (106) einer Statusmitteilung, insbesondere einer Warnmeldung oder einer Fehlermeldung, wenn der Angleichparameter (AP) den jeweils vordefinier- ten Grenzwert h erreicht und/oder über- oder unterschreitet.
10. Verfahren (100) nach einem der vorhergehenden Ansprüche, wobei das Steuern ein Bestimmen eines individuellen Einstellwinkel-Sollwerts für jedes Rotorblatt (3a, 3b, 3c) umfasst und wobei der Einstellwinkel jedes Rotorblatts (3a, 3b, 3c) auf der Grund- lage dieses individuellen Einstellwinkel-Sollwerts eingestellt wird.
1 1. Verfahren (100) nach einem der vorhergehenden Ansprüche, wobei alle sensorindivi- duellen Angleichfunktionen angepasst werden, des Weiteren folgenden Arbeitsschritt aufweisend:
Ermitteln (104) einer mittleren Blattbelastung (M) auf der Grundlage der individu- ellen Blattbelastungen (M1 , M2, M3) aller Rotorblätter (3a, 3b, 3c);
wobei die sensorindividuellen Angleichfunktionen auf der Grundlage der mittleren Blattbelastung (M) angepasst werden.
12. Verfahren (100) nach einem der Ansprüche 6 bis 1 1 , wobei jeweilige Angleichpara- meter (AP) der sensorindividuellen Angleichfunktionen auf der Grundlage eines Un- terschieds zwischen den individuellen Blattbelastungen (M1 , M2, M3) der Rotorblätter (3a, 3b, 3c) und der mittleren Blattbelastung (M) ermittelt werden.
13. Verfahren (100) nach einem der Ansprüche 2 bis 12, wobei das Ermitteln der indivi- duellen Blattbelastungen (M1 , M2, M3) zusätzlich auf der Grundlage einer Kalibrier funktion erfolgt,
wobei die Kalibrierfunktion mittels Kalibriervorgängen auf der Grundlage der ermittel- ten Blattbelastung angepasst wird, wobei jüngere Kalibriervorgänge in Abhängigkeit von einer vordefinierten Zeitkonstante B, welche vorzugsweise einen vordefinierten Zeitabschnitt definiert, höher gewichtet werden als ältere Kalibriervorgänge, wobei die Zeitkonstante B in Bezug auf die Kalibrierfunktion vorzugsweise kleiner ist als eine Zeitkonstante A in Bezug auf die Angleichfunktionen, insbesondere 1 ,5 bis 2,5 mal größer.
14. Computerprogramm, das Anweisungen umfasst, welche, wenn sie von einem Com- puter ausgeführt werden, diesen dazu veranlassen, die Schritte eines Verfahrens gemäß einem der Ansprüche 1 bis 13 auszuführen.
15. Computer-lesbares Medium, auf dem ein Computerprogramm nach Anspruch 14 ge- speichert ist.
16. System (10) zum Betreiben einer Windenergieanlage (1 ), welche wenigstens zwei
Rotorblätter (3a, 3b, 3c) aufweist, aufweisend:
- eine Schnittstelle (30), eingerichtet zum Erfassen von Sensorsignalen (S), die geeignet sind, Blattbelastungen (M1 , M2, M3) an den Rotorblättern (3a, 3b, 3c) zu charakterisieren;
- Auswertungsmittel (50), eingerichtet zum Ermitteln einer individuellen Blattbelas- tung (M1 , M2, M3), insbesondere eines Schlagbiegemoments, für jedes Rotor- blatt (3a, 3b, 3c) auf der Grundlage der an dem jeweiligen Rotorblatt (3a, 3b, 3c) erfassten Sensorsignale (S) und einer sensorindividuellen Angleichfunktion des jeweiligen Rotorblatts (3a, 3b, 3c) und zum Anpassen wenigstens einer der sen- sorindividuellen Angleichfunktionen der Rotorblätter (3a, 3b, 3c) in der Weise, dass ein Unterschied zwischen den individuellen Blattbelastungen (M1 , M2, M3) verschiedener Rotorblätter (3a, 3b, 3c) wenigstens verringert wird;
- Steuermittel (60) der Windenergieanlage (1 ), eingerichtet zum Steuern der Wind- energieanlage (1 ), insbesondere des Einstellwinkels der Rotorblätter (3a, 3b, 3c), auf der Grundlage der ermittelten individuellen Blattbelastungen (M1 , M2, M3).
17. Eine Windenergieanlage (1 ) mit einem System nach Anspruch 16.
PCT/EP2019/076652 2018-10-10 2019-10-01 Verfahren und system zum betreiben einer windenergieanlage Ceased WO2020074331A1 (de)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
DE102018007997.0 2018-10-10
DE102018007997.0A DE102018007997A1 (de) 2018-10-10 2018-10-10 Verfahren und System zum Betreiben einer Windenergieanlage

Publications (1)

Publication Number Publication Date
WO2020074331A1 true WO2020074331A1 (de) 2020-04-16

Family

ID=68109338

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
PCT/EP2019/076652 Ceased WO2020074331A1 (de) 2018-10-10 2019-10-01 Verfahren und system zum betreiben einer windenergieanlage

Country Status (2)

Country Link
DE (1) DE102018007997A1 (de)
WO (1) WO2020074331A1 (de)

Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
EP2075561A2 (de) * 2007-12-31 2009-07-01 General Electric Company Verfahren und Vorrichtung zur Fehlerverminderung in Rotorbelastungsmessungen
WO2010016764A1 (en) * 2008-08-07 2010-02-11 Stichting Energieonderzoek Centrum Nederland System and method for compensating rotor imbalance in a wind turbine
WO2013182204A1 (en) * 2012-06-08 2013-12-12 Vestas Wind Systems A/S A method of operating a wind turbine as well as a system suitable therefore
DE102014204017A1 (de) * 2014-03-05 2015-09-10 Robert Bosch Gmbh Verfahren und Vorrichtung zur Rotorblatteinstellung für eine Windkraftanlage

Family Cites Families (8)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
EP2290232B1 (de) * 2008-05-16 2015-08-05 Mitsubishi Heavy Industries, Ltd. Steigungswinkelsteuerung einer windkraftanlage und verfahren zur steuerung des steigungswinkels einer windkraftanlage
DK2535574T3 (en) * 2010-02-08 2015-09-21 Mitsubishi Heavy Ind Ltd A wind-driven power generator and the method for controlling the blade pitch regulation thereof
US20110229300A1 (en) * 2010-03-16 2011-09-22 Stichting Energieonderzoek Centrum Nederland Apparatus and method for individual pitch control in wind turbines
CN102792012B (zh) * 2011-03-11 2015-05-06 三菱重工业株式会社 翼倾斜控制装置、风力发电装置及翼倾斜控制方法
ES2751687T3 (es) * 2013-10-07 2020-04-01 Vestas Wind Sys As Métodos y aparato para controlar turbinas eólicas
WO2015091179A1 (de) * 2013-12-17 2015-06-25 Robert Bosch Gmbh Verfahren und vorrichtung zur pitchregelung der rotorblätter eines rotors einer windkraftanlage
EP3189231B1 (de) * 2014-09-01 2020-01-01 Vestas Wind Systems A/S Verbesserungen im zusammenhang mit der bestimmung von rotorunwuchten in einer windturbine
DE102016125045A1 (de) * 2016-12-20 2018-06-21 Wobben Properties Gmbh Verfahren zum Steuern einer Windenergieanlage

Patent Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
EP2075561A2 (de) * 2007-12-31 2009-07-01 General Electric Company Verfahren und Vorrichtung zur Fehlerverminderung in Rotorbelastungsmessungen
WO2010016764A1 (en) * 2008-08-07 2010-02-11 Stichting Energieonderzoek Centrum Nederland System and method for compensating rotor imbalance in a wind turbine
WO2013182204A1 (en) * 2012-06-08 2013-12-12 Vestas Wind Systems A/S A method of operating a wind turbine as well as a system suitable therefore
DE102014204017A1 (de) * 2014-03-05 2015-09-10 Robert Bosch Gmbh Verfahren und Vorrichtung zur Rotorblatteinstellung für eine Windkraftanlage

Also Published As

Publication number Publication date
DE102018007997A1 (de) 2020-04-16

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EP2861867B1 (de) Windenergieanlage und verfahren zum steuern einer windenergieanlage oder eines windparks
DE69919910T2 (de) Methode zur regelung einer windkraftanlage sowie entsprechende windkraftanlage
EP3420226B1 (de) Verfahren zum bestimmen einer äquivalenten windgeschwindigkeit
EP3542056B1 (de) Verfahren zur steuerung einer windenergieanlage und zugehörige windenergieanlage
EP3527818B1 (de) Verfahren und system zur kalibrierung eines anemotropometers
EP3548737B1 (de) Windenergieanlage und verfahren zum betreiben einer windenergieanlage
WO2014056725A1 (de) Verfahren zum betreiben einer windenergieanlage
DE102016125045A1 (de) Verfahren zum Steuern einer Windenergieanlage
DE102011083178A1 (de) Verfahren zum Betrieb einer Windenergieanlage
WO2020120380A1 (de) Verfahren und system zum parametrieren eines reglers einer windenergieanlage und/oder betreiben einer windenergieanlage
WO2020174007A1 (de) Verfahren und system zum steuern einer windenergieanlagenanordnung
WO2015132187A1 (de) Verfahren und vorrichtung zur rotorblatteinstellung für eine windkraftanlage
DE102017131241B4 (de) Überwachungsverfahren für eine Windkraftanlage, zugehörige Überwachungsvorrichtung sowie Windkraftanlage mit Überwachungsvorrichtung
DE102010027229A1 (de) Verfahren und Vorrichtung zur Bereitstellung eines Abstellwinkel-Korrektursignals für ein vorbestimmtes Rotorblatt eier Windkraftanlage
WO2020074331A1 (de) Verfahren und system zum betreiben einer windenergieanlage
WO2021013487A1 (de) Verfahren zur steuerung eines windparks, steuerungsmodul für einen windpark und windpark
EP3495656B1 (de) Verfahren zur bestimmung der belastungsdynamik einer windenergieanlage
EP4116576B1 (de) Verfahren zum erkennen einer extremlast an einer windenergieanlage
EP3870849A1 (de) Steuerung einer windenergieanlage
EP4253753A1 (de) Verfahren zum erfassen einer blattfehlstellung eines rotorblattes eines rotors einer windenergieanlage
DE102012024272A1 (de) Verfahren und Vorrichtung zum Verringern eines Rotors einer Windenergieanlage belastenden Nickmoments
EP3861210A1 (de) Verfahren und system zum betreiben einer windenergieanlage
WO2018033447A1 (de) Messanordnung einer windenergieanlage
WO2014139614A1 (de) Verfahren zur abschätzung von windgeschwindigkeitsverteilungsprofilen bei windkraftanlagen
EP4671535A1 (de) Verfahren zum validieren einer windenergieanlage

Legal Events

Date Code Title Description
121 Ep: the epo has been informed by wipo that ep was designated in this application

Ref document number: 19780248

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1

NENP Non-entry into the national phase

Ref country code: DE

122 Ep: pct application non-entry in european phase

Ref document number: 19780248

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1