WO2020239706A1 - Modellierung und vorhersage von wirbelschleppen und scherwinden mit faseroptischen sensoren in windturbinen - Google Patents

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    • Y02E10/70—Wind energy
    • Y02E10/72—Wind turbines with rotation axis in wind direction

Definitions

  • the application is in the field of wind turbine technology.
  • the present application in particular discloses systems and methods for improved prediction and evaluation of unfavorable flow conditions, such as wake vortices and / or wind shear with regard to wind energy generation plants, in particular with regard to their effects in wind parks, consisting of a number of wind generation plants.
  • Wind turbines are commercial undertakings that are intended to generate a steady financial return by selling the energy generated.
  • An improved, better description of such loads that lead to the fatigue of the material can therefore lead to an improved use of the wind power plant (WKA).
  • An estimate of the loads that can lead to a fatigue of the rotor or the wind turbine tower can be based on chronologically successive wind conditions at different areas of the rotor or areas of the tower.
  • Wind flow conditions are to be understood as the excitation of a mechanical system, the system response of which is simulated by means of physical models. Therefore, the approaches proposed in the industry focus on a direct measurement of the system response, ie on the Energy generation, mechanical loads or structural deformation of system parts with a certain wind flow (excitation).
  • the estimation of wind conditions is therefore the by-product of reverse modeling, in which the system response is used to infer an expected deflection or to estimate it.
  • This estimate of the wind conditions takes place via meteorology (mead) masts or nacelle-based devices, i.e. in the tower nacelle that encloses the generator and possibly the gearbox.
  • the large areas covered by the rotor blades also mean that there are different conditions along different areas of the blade.
  • LiDARs are dependent on atmospheric conditions and are more suitable for wind energy prediction than for load estimation, since they preferably scan an area in front of the turbine, ie the rotor, rather than a specific point.
  • US7281891B2 (2003-02-28) discloses a
  • Anemometers on the Rotomabe provide better estimates than currently common, Nacellen-based measurements.
  • a “nacelle” is the housing in a wind power plant in which, for example, the generator, the gearbox, control devices or cooling systems are housed.
  • the nacelle is rotatably mounted on the top of the tower of the wind farm.
  • a further improvement in the determination are cameras that are installed in the rotor blades. Here they can be arranged in the direct area of the wind-to-blade interaction. However, your line of sight is limited to the blade tip, namely when the rotor blades bend out of the field of view of the cameras.
  • An optical measuring device for measuring the deformation of a rotor blade of a wind turbine is disclosed, for example, in DE102011011392A1 (2011-02-17).
  • a special, so far little treated, problem with the operation of such a system arises when currents change very quickly or discontinuously or wind conditions arise in which the rotors are simultaneously from different directions, for example from the side and at the same time vertically from bottom to top as during a wind shear.
  • Shear winds are local wind phenomena, resulting from the local topography, local and large-scale weather conditions and the resulting growing, in particular unexpected, transverse movements of the air masses.
  • the wind shear is a wind whose wind strength or wind direction changes in a small geographic area.
  • wind turbines Another problem that should be considered in the design and operation of wind turbines is that, especially when operating several wind turbines as they are arranged in wind parks, wind turbines influence each other, with a negative effect on durability and energy yield. This can happen, for example, through wake vortices that form behind the rotors of a wind turbine.
  • Wind turbines are developed as individual systems, but mostly built in a network. The individual systems are brought together as far as possible so that they bring the greatest possible yield with minimized system costs.
  • wake vortices which considerably reduce the yield of the downstream systems.
  • the wake vortices also have a negative impact on the service life of the systems.
  • the wind turbines are not designed for strong turbulence caused by the wake vortices, just as little for locations with high ambient turbulence, forest locations or where there are gaps in existing wind parks. Turbulence, however, plays a major role in terms of yields, lifespan and impact on the environment. Rotor blades, gears and generators are heavily stressed by vibrations due to the turbulence. This can increase the need for repairs and lead to a serious cost factor, especially at sea.
  • Models for the propagation of wake vortices are used to illustrate how wake vortices move along a wind farm.
  • the US20130255363A1 deals with the detection of wake vortices in a wind farm using load sensors.
  • wake vortices in wind farms have been represented using simple computational models, such as a loss of wind speed and / or an increase in the intensity of turbulence.
  • these reduce the energy production of the system and, on the other hand, since the rotor is the most important point of application for forces, they lead to an increased load on the system and thus to a greater risk of faster material fatigue.
  • an arrangement of sensors on a rotor blade for determining wind currents on one or more rotor blades of a wind turbine is disclosed.
  • the arrangement can comprise at least one strain sensor (advantageously also at least two strain sensors), with which blade bending moments of at least one rotor blade of a wind turbine can be detected in at least two different spatial directions.
  • the arrangement can comprise a first acceleration sensor for detecting accelerations of the rotor blade in a first spatial direction.
  • the arrangement can further comprise at least one second acceleration sensor for detecting accelerations of the rotor blade in a second spatial direction, the second spatial direction being different from the first spatial direction.
  • the arrangement can further include an evaluation device which is designed to receive analog or digital signals from the voltage measurement sensors and the Read in acceleration sensors via inputs of the evaluation device, evaluate the signals and provide an evaluation result.
  • an evaluation device which is designed to receive analog or digital signals from the voltage measurement sensors and the Read in acceleration sensors via inputs of the evaluation device, evaluate the signals and provide an evaluation result.
  • a method for determining wind currents on one or more rotor blades of a wind turbine is disclosed.
  • the method can include the determination of voltage and acceleration values at at least two locations on a rotor blade surface.
  • the method can further include converting the determined voltage and acceleration values into at least one electronically processable signal, as well as accepting the at least one electronically processable signal into an electronic evaluation unit. Furthermore, the evaluation of the at least one electronically processable signal and further the determination of one or more parameters from the group: intensity values of wake vortices, in particular wake vortices that are generated by neighboring wind turbines, intensity values of wind shear can be included.
  • a rotor blade with an arrangement of sensors according to one of the other aspects can be disclosed.
  • Another aspect can disclose a wind power plant with one or more rotor blades with an arrangement of sensors according to one of the other aspects.
  • FIG. 1 sketchily an influence of a type of wind currents on a
  • FIG. 2 an outline of the influence of a further type of wind currents on a wind turbine
  • FIG. 3 Wind flow distributions at wind power plants / in wind parks
  • FIG. 4 sensor arrangement on a rotor blade according to embodiments of the invention
  • FIG. 5 sensor arrangements on a rotor blade according to embodiments of the invention.
  • FIG. 6 a method according to embodiments of the invention.
  • Fiber-optic sensors 400, 500 are advantageously arranged at certain points on the rotor blade 110, which determine accelerations and mechanical stresses in the rotor blade 110 or on partial areas / partial surfaces 200 of the rotor blade 110.
  • vertical and horizontal shear winches 120, 130 can be described better, since the rotation of the blades is used, which means that recognition can be carried out over the entire blade surface 220, that is to say the surface swept over by the blades during rotation, as shown in FIG . 1 to recognize.
  • measurements are made on the entire rotor and the measurements rotate. Therefore one can also say that the shear (vertical and horizontal shear winches 120, 130) is measured along any coordinate system (Cartesian, polar ). This results in a realistic picture of the influence of the shear on the rotor blades of the rotor or on the wind turbine 100 itself.
  • the detection is therefore dependent on typical assumptions such as: Deterministic form of shear along an axis and spatial-temporal correlation.
  • Deficits in the wind speed as well as increased turbulence can be determined in one or more specific areas 200 (partial surfaces, quadrants) of the rotor blade 110 by evaluating the sensor readings of the sensors 400, 500 in order, for example, for the presence of wake vortices within a wind farm / one Show wind farms. In other words, this means that evaluation can be carried out not only in one area (partial surface, quadrant) of the area 220 swept by the rotor blade, but also at several locations. For example, currents or wake vortices can be present and determined simultaneously in different regions of the surface 220 swept by the rotor blades.
  • the present application can therefore allow the determination and consideration of particularly strong and undesirable flow influences on a wind turbine 100, such as winch shear 120, 130 and in particular wake vortices 210.
  • an arrangement of sensors 400, 500 on a rotor blade 110 for determining wind currents on one or more rotor blades of a wind turbine 100 is disclosed.
  • at least one strain sensor 400 can be included, which detects blade bending moments of at least one rotor blade 110 of a wind energy installation 100 in at least two different spatial directions.
  • An arrangement can advantageously also contain at least two strain sensors 400.
  • Turbulence and wind-dependent loads can be estimated with measurements in the wind direction (“out-of-rotor-plane”).
  • a first acceleration sensor 500 for detecting accelerations of the rotor blade 110 in a first spatial direction and at least one second acceleration sensor 500 for detecting accelerations of the rotor blade 110 in a second spatial direction can be included.
  • the second spatial direction can preferably be different from being different from the first spatial direction.
  • An evaluation device 510 may preferably be included, the evaluation device 510 being designed in particular to receive analog or digital signals from the strain sensors 400 and the acceleration sensors 500 read in via inputs of the evaluation device 510, evaluate the signals and provide an evaluation result.
  • three strain sensors 400 can be included.
  • the three strain sensors can be arranged in the vicinity of the leaf root, preferably evenly distributed over a circle, that is to say offset by essentially 120 °.
  • FIG. 5 shows the arrangement of the sensors 400 in the vicinity of the rotor blade root.
  • FIG. 4 shows this in detail; only two sensors 400 are shown for reasons of illustration.
  • only one sensor 400 can be used as a minimum; more sensors are advantageous for measuring accuracy.
  • At least two acceleration sensors 500 can be included, which can in particular be located in a sheet radius> 5 m.
  • the measuring direction of the sensors, in particular the acceleration sensors, can be offset by 90 ° with respect to one another.
  • One sensor 500 can advantageously measure in the flapping direction of the rotor blade 110, another in the edge direction of the rotor blade 110. See also the arrangement of the acceleration sensors in FIG. 5
  • This localization overcomes the limitations of previous approaches because it measures wind conditions along the entire surface 220 described by the rotor. It is particularly advantageous that this measurement can be carried out at a higher sampling rate.
  • a measurement of a deflection (e.g. at a quadrant 200 on the rotor blade, i.e. the location of the interaction between wind and blade) is therefore the focus of consideration and not a system response, i.e. how the energy output changes under which wind conditions.
  • wind turbine 100 As shown in FIG. 3, two wind power plants / wind turbines 100 stand one behind the other in the wind direction. One can speak of two “continuous” wind turbines here.
  • the wind turbine 100 which is flown against first as seen in the wind direction, can validate an estimate of the second, following wind turbine. This can also be done for several subsequent wind turbines.
  • each rotor blade quadrant 200 surface element or partial surface of the rotor blade 110
  • FIG. 2 shows an example of a quadrant 200. The symbols “+” and indicate that the rotor blade 110 is twisted by the action of force on the quadrant 200.
  • a coordinate system for specifying coordinates of a flow event on a rotor blade 110 can advantageously be a polar coordinate system with respect to the rotor, in which the center point can be a hub of the rotor blade 110.
  • the center point can be a hub of the rotor blade 110.
  • Cartesian one a description of the location of the flow event on the rotor or rotor blade 110 can also be implemented.
  • the acceleration sensors 500 and / or the strain sensors 400 can be fiber optic sensors.
  • DE 10 2014 210 949 A1 discloses the use of fiber-optic pressure sensors on the rotor blade surface.
  • Fiber optic sensors have the advantage over semiconductor-based sensors that they do not respond to electromagnetic fields, and are particularly robust. This means that an optical sensor can withstand a lightning strike in the tower or in the rotor, in contrast to a semiconductor-based sensor unless it is equipped with complex protective mechanisms against overvoltage. Fiber optic sensors are suitable for temperature, strain or acceleration measurements. Examples of this are massless, distributed temperature measurements in the smallest of spaces and at the highest temperatures. When measuring strain, electrical strain gauges are often superior in terms of maximum strain and load cycles. Passive acceleration measurement is possible without an electrical connection between the measuring device and the sensor.
  • the wind conditions can be measured locally on the blades or on the rotor blade surface by deflection, more precise statements about a the wind energy yield to be achieved or the wind conditions to be expected in the short term. This can enable the system to be regulated much more precisely, since the wind conditions on the rotor blades show real-time behavior.
  • An optimized wind turbine control is thus not implemented via a system response, but can advantageously be implemented directly via the deflection of the fiber optic sensors attached to the rotor blades in order to control the system.
  • the arrangement can disclose according to one or more other aspects that the first spatial direction and the second spatial direction of the at least two strain sensors 400 enclose an angle of 70 to 110.
  • the evaluation device can comprise a computing unit 510, wherein the computing unit can contain an algorithm which is preferably designed to at least accelerate and / or stretch values of a surface element 200 of one or more rotor blades 110, the determination being based on the signals of the measuring sensors, that is to say of the strain and acceleration sensors 400, 500.
  • the evaluation unit 510 or computing unit can contain a memory area in which an assignment of measured value combinations of the sensors 400, 500 to one or more quadrants 200 on the rotor blade 110 is stored.
  • a specific combination of measured values stands for a specific wind configuration (wake vortex / wind shear) which acts on a quadrant 200 of the rotor blade.
  • the arithmetic unit can "learn” during operation and write further combinations of measured values (acceleration / expansion) into the memory area or overwrite / adapt existing values.
  • the algorithm can preferably assign load values to any surface elements or sub-surfaces or quadrants 200 of the rotor blade 110 from the sensor data.
  • load values can be representative of impinging wake vortices 210, e.g. Wake vortices, generated by rotors (actually: the rotor blade tips) that are in the direction of propagation and the wake vortices.
  • these load values which the algorithm has determined can also be representative of wind shear 120, 130.
  • Wind shear is understood to be local wind phenomena, resulting from the local topography, local and large-scale weather conditions and the resulting growing unexpected transverse movements of the air masses.
  • the wind shear is a wind whose wind strength or wind direction changes in a small geographic area.
  • the influence of the wind speed on the rotor can be determined directly at the measuring location and used for pitch angle and blade torsion calibration.
  • the evaluation device 510 from the acceleration and / or expansion values of the at least one surface element 200 has intensity values of one or more wake vortices 210 hitting the rotor blade 110 or a strength of Winches 120, 130 determined.
  • the evaluation device 510 is further adapted to transmit the intensity values of the wake vortices 210 and / or wind shear 120, 130 to neighboring wind turbines 100 by means of a data interface. This can be used for individual determination and a blade angle adjustment (pitch) and / or a rotor angle adjustment (yaw) of the neighboring wind turbines 100.
  • a blade angle of the rotor or a yaw adjustment of the rotor can take place, especially in systems that are located in the wind flow direction behind the system that determined the measured value.
  • increased mechanical stress on the systems can be reduced.
  • the adjustment can be kept in such a way that the wind energy yield, taking into account the intensity values, can be kept to a maximum.
  • the load is reduced as much as necessary to protect the system or the systems located one behind the other in the wind direction in order to still obtain an optimal energy yield from the system.
  • increased stress which can lead to premature material fatigue, is reduced as far as possible.
  • FIG. 3 shows two wind turbines at a distance d.
  • a flow channel 310 of a wake vortex originates from the wind power plant on the left or has just passed this plant. During the movement of the drag towards the second wind turbine on the right, the flow channel widens. The speed of the wake vortex is reduced from a value Vi to the value V2 on the following system due to aerodynamic laws.
  • the air pressure is low, towards the edges of the channel high. If the wake vortex hits the rotor blade 110 of the turbine on the right, the area of the rotor blade that is hit by the hatched area of the wake is little loaded, the area of the rotor blade that is hit by the edge areas of the wake is heavily loaded.
  • the evaluation device 510 with arithmetic unit and a control unit which is configured to output corresponding adjustment commands for pitch and yaw controls can be arranged, for example, in a rotor blade 110, the rotor hub or at another point on the wind turbine 100.
  • Evaluation device 510 and control unit can also be arranged at different positions of the wind power plant, for example the outward device can be arranged in a rotor blade 110 and the control unit in the tower of the wind power plant 100 or a machine housing (“Nacelle”), that is, the part of a wind turbine 100 in which the generator, gearbox, etc. are housed.
  • the outward device can be arranged in a rotor blade 110 and the control unit in the tower of the wind power plant 100 or a machine housing (“Nacelle”), that is, the part of a wind turbine 100 in which the generator, gearbox, etc. are housed.
  • Necelle machine housing
  • rotor blades 110 of a rotor can advantageously be equipped with sensors 400, 500 according to the present invention.
  • the surface elements are one or more quadrants 200 on the rotor blade surface 110.
  • the algorithm that processes the sensor data in the computing unit is able to use the sensor measurement values to determine the area (quadrant) 200 in which the force is exerted by a wake vortex 210 or winch 120, 130. This is a real-time measurement which, compared to previous prediction models, allows a quick reaction to changed flow conditions.
  • the evaluation device 510 can be further adapted to determine a load prediction of one or more mechanical components of the wind turbine from the evaluation data.
  • the mechanical components can include one or more from the group consisting of the tower of the wind turbine 100, rotor blades 110 of the wind turbine, and gearboxes of the wind turbine.
  • a method for determining in particular undesired or highly stressful wind flows on one or more rotor blades of a wind power plant is disclosed.
  • the procedure can include:
  • the method can include that the at least one electronically processable signal can be read 630 into an electronic evaluation unit 510.
  • the evaluation unit 510 can include the at least one, Evaluate 640 or analyze electronically processable signals and determine 650 one or more parameters from the signal.
  • the parameters can be, for example, intensity values of wake vortices 210, in particular wake vortices that are generated by adjacent wind turbines 100 or intensity values of wind shear 120, 130 that strike the rotor blades 110 of the rotor.
  • parameters other than those mentioned can also be determined, as long as these parameters have information that is relevant to them. For example “proxy parameters”, which are similar to the parameters mentioned.
  • proxy parameters are not necessarily the exact parameters themselves can make it possible to make appropriate decisions when designing wind turbines.
  • An approximation of the turbulence intensity can, for example, be sufficient to create a hypothesis / improvement that can optimize a wind farm.
  • the method for determining wind parameters according to one or more other aspects can further comprise:
  • a rotor blade 110 with an arrangement of sensors 400, 500 according to one or more other embodiments is disclosed.
  • a continuous wake vortex detection on rotor quadrants 200 or individual surface elements or partial areas of a rotor or rotor blade 110 serves to confirm and verify the wake vortex direction in wind farms and therefore for optimal use of the yaw and pitch controls of the wind turbines in Wind farms. Forecast times are very short ( ⁇ 10min)
  • the influence of the wind speed on the rotor can be determined directly at the measuring location (pitch angle and blade torsion calibration)
  • the description of the winds at the site serves to predict the power output and predict the load on the wind turbine.
  • a wind / load dependency can be measured in real time (hybrid model correction for aero-elastic models) and can contribute to an improved design in wind power plant development.
  • An optimized turbine control is not, as before, realized via their system response but directly via their deflection, in particular via deflections, expansions, and / or accelerations, measured on partial surfaces or surface elements of the rotor blade in order to control the wind turbine and, if necessary To achieve an optimized operating position with regard to material fatigue and wind power yield.
  • the measuring device according to the present disclosure and corresponding methods thus overcomes problems and limitations of alternative approaches:
  • the wind speed vector, turbulence intensity and wind shear can be measured as areas with high sampling rates. Turbulent wind field models can be better validated and further improved. Wind energy probability estimates can be improved in accuracy and precision.
  • the spread of wake vortices from wind farms is determined in the same wind direction by analyzing wind deficits, that is, lack of wind and increased load on wind turbines.

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Abstract

Es wird eine Anordnung von Sensoren auf einem Rotorblatt, sowie ein Verfahren zur Bestimmung von Windströmungen an einem oder mehreren Rotorblättem einer Windkraftanlage offenbart. Die Anordnung besteht aus mindestens zwei Dehnungssensoren, die Blattbiegemomente mindestens eines Rotorblatts einer Windenergieanlage in mindestens zwei unterschiedlichen Raumrichtungen erfasst. Weiter umfasst die Anordnung einen ersten Beschleunigungssensor zur Erfassung von Beschleunigungen des Rotorblatts in einer ersten Raumrichtung und mindestens einen zweiten Beschleunigungssensor zur Erfassung von Beschleunigungen des Rotorblattes in einer zweiten Raumrichtung, unterschiedlich zur ersten Raumrichtung. Weiter ist eine Auswerteeinrichtung umfasst, die dazu ausgelegt ist, analoge oder digitale Signale der Spannungsmessensoren und der Beschleunigungssensoren über Eingänge der Auswerteeinrichtung einzulesen, die Signale auszuwerten und ein Auswerteergebnis bezüglich auf das Rotorblatt treffende Wirbelschleppen oder Scherwinde bereitzustellen.

Description

Modellierung und Vorhersage von Wirbelschleppen und Scherwinden mit faseroptischen Sensoren in Windturbinen
TECHNISCHES GEBIET
[0001] Die Anmeldung ist auf dem Gebiet der Windkraftanlagentechnik. Die vorliegende Anmeldung offenbart insbesondere Systeme und Methoden zur verbesserten Vorhersage und Auswertung ungünstiger Strömungs Verhältnisse, wie Wirbelschleppen und/oder Scherwinden in Bezug auf Windenergieerzeugungsanlagen, insbesondere hinsichtlich deren Auswirkungen in Windparks, bestehend aus einer Anzahl an Winderzeugungsanlagen.
TECHNISCHER HINTERGRUND
[0002] Windkraftanlagen sind Wirtschaftsuntemehmungen, die über Verkauf erzeugter Energie einen stetigen finanziellen Ertrag erwirtschaften sollen.
[0003] Erträge erwarteter Windenergieproduktion werden mit Wahrscheinlichkeiten von P50, P75 und P90 angegeben. Anders ausgedrückt heisst das, dass Wahrscheinlichkeitswerte für einen zu erwartenden Ertrag aus Windkraft mit Wahrscheinlichkeiten von 50, 75 bzw. 90 % vorausgesagt werden können. Man sieht, dass diese Schätzungen recht grob sind.
[0004] Neben Vorhersagen über einen zu erwartenden Ertrag an Windenergie sind Aussagen über Lasten, die zur Materialermüdung und Ausfall der Anlage führen können, von Interesse. Sowohl der Minimumwert für eine erwartete Windenergieproduktion als auch die maximale Ermüdungslast die toleriert wird, gehören daher zu den Parametern beim Design einer Windkraftanlage.
[0005] Bekanntlich werden Anlagen im Betrieb durch Einflüsse der sie umgebenden Umwelt belastet, was zu einer eingeschränkten Lebensdauer und im schlimmsten Fall, nämlich dem vorzeitigen Ausfall einer Anlage, somit zu empfindlichen finanziellen Einbussen für den Anlagenbetreiber führen kann. [0006] Bessere Schätzungen der Windlasten und Strömungsverhältnisse können daher zur Reduktion des Risikos und zu einem besseren finanziellen Resultat für Windparkbetreiber führen.
[0007] Insbesondere während ihres Betriebes sind Windturbinen, entsprechend den sich ändernden Windbedingungen, großen und vor allem wechselnden Lasten ausgesetzt, die zu Materialermüdungen und Ausfällen führen können. Die geschätzte Lebensdauer einer Windturbine basiert daher vorzugsweise auf der Widerstandskraft gegen solche rauen Betriebsbedingungen.
[0008] Eine verbesserte bessere Beschreibungen von solchen Lasten, die zur Ermüdung des Materials führen, können daher zu einer verbesserten Nutzung der Windkraftanlage (WKA) führen. Eine Schätzung von den Lasten die zu einer Ermüdung von Rotor oder Windkraftanlagenturm führen können, kann auf zeitlich aufeinanderfolgenden Windbedingungen an verschiedenen Bereichen des Rotors oder auch Bereichen des Turms basieren.
[0009] Meist werden kostenintensive Messungen von mindestens einem Jahr Dauer mittels Meteorologie- (Met-) Masten inklusive mehrerer Anemometer durchgeführt, um Windströmungsfelder (mathematisch ein Vektorfeld) während der Standortauswahl zu beschreiben, sowie zur Durchführung von Windenergie Schätzungen und Layout Optimierung.
[00010] Da lokale, d.h. windturbinenspezifische, Bedingungen von den geographischen Gegebenheiten rund um jede der Turbinen abhängig sind, wird bisher eine generische, repräsentative Wind-Feld Schätzung zuerst mit Messungen über die Meteorologiemasten der WKAs durchgeführt, um diese dann für jede Turbinenposition zu extrapolieren. Einschränkungen der Verfahren und deren Aussagekraft bzw. Relevanz von Messungen sind in den Wahrscheinlichkeitsschätzungen mit eingeschlossen.
[00011] Windströmungsbedingungen sind als Anregung eines mechanischen Systems zu verstehen, dessen Systemantwort mittels physikalischer Modelle simuliert wird. Daher fokussieren sich die in der Industrie vorgeschlagenen Vorgehensweisen auf eine direkte Messung der Systemantwort d.h. auf die Energieerzeugung, mechanische Lasten oder strukturelle Verformung von Anlagenteilen bei einer bestimmten Windströmung (Anregung).
[00012] Die Schätzung von Windbedingungen sind daher das Nebenprodukt eines Reverse-Modeling, in dem die Systemantwort dazu benutzt wird, auf eine erwartete Auslenkung zu schliessen bzw. diese zu schätzen. Diese Schätzung der Windbedingungen findet über Meteorologie- (Met-) Masten oder Nacellen- basierten Einrichtungen, also in der Turmgondel, die den Generator und eventuell das Getriebe umschliesst.
[00013] Die großen Flächen jedoch, die durch die Rotorblätter abgedeckt werden bedeuten auch dass es verschiedene Bedingungen entlang verschiedener Bereiche des Blattes gibt.
[00014] Anders ausgedrückt kann davon ausgegangen werden, dass die Windbedingungen innerhalb dieser großen Fläche, den das Rotorblatt überstreicht, nicht mehr homogen sind. Dazu ist dieser Bereich zu groß, wenn man von aktuellen Rotordurchmessem von mehr als 130 m ausgeht. Die Fläche, die zum Beispiel schon von einem Rotor mit einem Durchmesser von 100 m umfasst wird, liegt bei ca. 7.800 m2, zum Vergleich: die Fläche eines Standard-Fussballfeldes liegt bei knapp über 7.100 m2. Dies verdeutlicht die Masstäbe und zeigt, dass innerhalb einer solchen überstrichenen Fläche durchaus unterschiedliche Windbedingungen bzw. Windströmungsverhältnisse an verschiedenen Orten der Fläche herrschen können.
[00015] Sowohl zeitliche- als auch räumliche Abhängigkeiten sowie statistische Modelle können genutzt werden, um die Veränderung von Windströmungsbedingungen entlang der Rotorblätter zu schätzen, auch bekannt unter“turbulente Windmodelle”. Die US6909198B2 (2000-07-07) offenbart ein Verfahren und eine Einrichtung zur Verarbeitung und Vorhersage der Flussparameter turbulenter Medien. Die US20090311096A1 (2008-06-13) beschreibt ein Verfahren und eine Einrichtung zur Messung von Luftströmungsbedingungen an einem Blatt einer Windturbine.
[00016] Da moderne Windräder zudem Höhen erreichen, in denen atmosphärische Einflüsse durchaus eine Auswirkung auf diese Modelle haben können, kann die Langzeitbeschreibung durch tägliche und regionale Unterschiede beeinflusst werden.
[00017] Neuere Wege in der Industrie sind auf eine bessere Beschreibung von Windbedingungen vor dem Rotor gerichtet wie etwa mit LiDAR Technologie (Akronym für Light Detection And Ranging), Anemometern, die in der Rotomabe angebracht sind und Kameras in den Rotorblättem, die deren Deformationen sichtbar machen. Jede dieser Vorgehensweisen hat jedoch Vor- und Nachteile:
[00018] LiDARs sind abhängig von Atmosphärenbedingungen und besser geeignet zur Windenergievorhersage als für die Lastabschätzung, da sie bevorzugt ein Gebiet vor der Turbine, also dem Rotor, abtasten, als einen bestimmten Punkt. Beispielsweise offenbart die US7281891B2 (2003-02-28) eine
Windturbinenkontrolle mit einem LiDAR-basierten
Windgeschwindigkeitsmessgerät.
[00019] Anemometer an der Rotomabe liefern bessere Schätzungen als im Augenblick gängige, Nacellen-basierte Messungen. Eine„Nacelle“ ist das Gehäuse in einer Windkraftanlage, indem beispielsweise der Generator, das Getriebe, Steuereinrichtungen oder auch Kühlanlagen untergebracht sind. Die Nacelle befindet sich drehbar gelagert auf der Spitze des Turms der WKA.
[00020] Eine weitere Verbesserung in der Bestimmung stellen Kameras dar, die in den Rotorblättem installiert sind. Hier können sie im direkten Bereich der Wind- zur-Blatt Interaktion angeordnet sein. Ihre Sichtlinie ist jedoch gegen die Blattspitze begrenzt, nämlich dann, wenn sich die Rotorblätter aus dem Sichtbereich der Kameras biegen. Eine optische Messeinrichtung zur Messung der Verformung eines Rotorblattes einer Windkraftanlage ist beispielsweise in der DE102011011392A1 (2011-02-17) offenbart.
[00021] Ein besonderes, bisher wenig behandeltes, Problem beim Betrieb einer solchen Anlage entsteht, wenn sich Strömungen sehr schnell oder unstetig ändern oder sich Windverhältnisse ergeben, bei denen die Rotoren gleichzeitig aus unterschiedlichen Richtungen, z.B. seitlich und gleichzeitig vertikal von unten nach oben wie bei einer Windscherung. [00022] Scherwinden sind lokale Windphänomene, resultierend aus der örtlichen Topografie, lokaler und Groß-Wetterlage und daraus wachsender, insbesondere unerwarteter Querbewegungen der Luftmassen. Der Scherwind ist ein Wind, dessen Windstärke oder Windrichtung sich in einem kleinen geografischen Gebiet ändert.
[00023] Die Beschreibung von horizontal und vertikal wirkenden Scherwinden ist mit bisherigen Verfahren nur beschränkt möglich.
[00024] Ein anderes Problem, welches beim Design und dem Betrieb von Windkraftanlagen beachtet werden soll ist, dass sich, insbesondere beim Betrieb von mehreren Windkraftanlagen wie sie in Windparks angeordnet sind, Windkraftanlagen gegenseitig beeinflussen, mit negativem Effekt auf die Haltbarkeit und den Energieertrag. Das kann beispielsweise durch Wirbelschleppen geschehen, die sich hinter den Rotoren einer Windkraftanlage bilden.
[00025] Windkraftanlagen werden als Einzelanlagen entwickelt, aber meist im Verbund gebaut. Die Einzelanlagen werden so weit wie möglich zusammengerückt, damit sie einen möglichst großen Ertrag bei minimierten Anlagenkosten bringen.
[00026] Im V erbund bringt eine Anzahl Anlagen j edoch nicht den Betrag den man von einer Einzelanlage multipliziert mit der Anzahl der Anlagen erwarten könnte.
Einer der wichtigsten Gründe dafür sind Turbulenzen (Wirbelschleppen), die den Ertrag der nachfolgenden Anlagen erheblich mindern. Einen negativen Einfluss auf die Lebensdauer der Anlagen haben die Wirbelschleppen ebenfalls.
[00027] Für starke Turbulenzen durch die Wirbelschleppen sind die Windkraftanlagen nicht ausgelegt, ebensowenig für Standorte mit hoher Umgebungsturbulenz, Waldstandorte oder bei Lückenbebauung in bestehenden Windparks. Turbulenzen spielen für die Erträge, die Lebensdauer und Auswirkungen auf die Umwelt jedoch eine große Rolle. Rotorblätter, Getriebe und Generatoren werden durch die Turbulenzen stark durch Vibrationen belastet. Dadurch kann sich die Reparaturanfälligkeit vergrößern und vor allem auf See zu einem gravierenden Kostenfaktor führen.
[00028] Modelle zur Ausbreitung von Wirbelschleppen werden dazu benutzt um darzustellen, wie sich Wirbelschleppen entlang eines Windparks fortbewegen. Die US20130255363A1 beschäftigt sich mit der Erkennung von Wirbelschleppen in einer Windfarm über Lastsensoren.
Bisher wurden Wirbelschleppen in Windparks über einfache Rechenmodelle dargestellt, wie einem Verlust an Windgeschwindigkeit und/oder einer Erhöhung der Intensität von Turbulenzen. Diese verringern zum Einen die Energieproduktion der Anlage und führen zum Zweiten, da der Rotor der wichtigste Angriffspunkt für Kräfte ist, einer erhöhten Last auf die Anlage und damit zu einem stärkeren Risiko einer schnellerem Materialermüdung.
[00029] Einfachere und verbesserte Verfahren sowie eine Einrichtung zur Vorhersage von sich schnell ändernden Windströmungsbedingungen, insbesondere Wirbelschleppen und Windscherungen an einem Rotor ist daher wünschenswert.
ZUSAMMENFASSUNG
[00030] In einem ersten Aspekt ist eine Anordnung von Sensoren auf einem Rotorblatt zur Bestimmung von Windströmungen an einem oder mehreren Rotorblättem einer Windkraftanlage offenbart.
[00031] Die Anordnung kann mindestens einen Dehnungssensor (vorteilhafterweise auch mindestens zwei Dehnungssensoren), umfassen, womit Blattbiegemomente mindestens eines Rotorblatts einer Windenergieanlage in mindestens zwei unterschiedlichen Raumrichtungen erfasst werden können.
[00032] Die Anordnung kann einen ersten Beschleunigungssensor zur Erfassung von Beschleunigungen des Rotorblatts in einer ersten Raumrichtung umfassen. Weiter kann die Anordnung mindestens einem zweiten Beschleunigungssensor zur Erfassung von Beschleunigungen des Rotorblattes in einer zweiten Raumrichtung umfassen, wobei die zweite Raumrichtung unterschiedlich zur ersten Raumrichtung ist.
[00033] Weiter kann die Anordnung eine Auswerteeinrichtung umfassen, die dazu ausgelegt ist, analoge oder digitale Signale der Spannungsmessensoren und der Beschleunigungssensoren über Eingänge der Auswerteeinrichtung einzulesen, die Signale auszuwerten und ein Auswerteergebnis bereitzustellen.
[00034] In einem weiteren Aspekt wird ein Verfahren zur Bestimmung von Windströmungen an einem oder mehreren Rotorblättem einer Windkraftanlage offenbart. Das Verfahren kann dabei das Bestimmen von Spannungs- und Beschleunigungswerten an zumindest zwei Orten einer Rotorblatt Oberfläche umfassen.
[00035] Weiter kann das Verfahren das Umwandeln der bestimmten Spannungsund Beschleunigungswerten in zumindest ein elektronisch verarbeitbares Signal umfassen, sowie das Übernehmen des zumindest einen, elektronisch verarbeitbaren Signals in eine elektronische Auswerteeinheit. Weiter kann das Auswerten des zumindest einen, elektronisch verarbeitbaren Signals und weiter das Bestimmen eines oder mehrerer Parameter aus der Gruppe: Intensitätswerte von Wirbelschleppen, insbesondere Wirbelschleppen, die durch benachbarte Windkraftanlagen erzeugt werden, Intensitätswerte von Wind-Scherung umfasst sein.
[00036] In einem weiteren Aspekt kann ein Rotorblatt mit einer Anordnung von Sensoren nach einem der übrigen Aspekte offenbart sein.
[00037] Ein weiterer Aspekt kann eine Windkraftanlage mit einem oder mehreren Rotorblättem mit einer Anordnung von Sensoren gemäß einem der übrigen Aspekte offenbaren.
BESCHREIBUNG DER ZEICHNUNGEN
[00038] Ausfiihrungsbeispiele sind in den Zeichnungen dargestellt und in der nachfolgenden Beschreibung näher erläutert. In den Zeichnungen zeigen:
FIG. 1 : skizzenhaft einen Einfluss einer Art von Windströmungen auf eine
Windkraftanlage; FIG. 2: skizzenhaft einen Einfluss einer weiteren Art von Windströmungen auf eine Windkraftanlage;
FIG. 3: Windströmungsverteilungen an Windkraftanlagen/in Windparks;
FIG. 4: Sensoranordnung an einem Rotorblatt gemäss Ausfährungsformen der Erfindung;
FIG. 5 : Sensoranordnungen an einem Rotorblatt gemäss Ausführungsformen der Erfindung; und
FIG. 6: ein Verfahren gemäss Ausfährungsformen der Erfindung.
Beschreibung der bevorzugten Ausführungsformen
[00039] Insbesondere sind für Ausführungsformen der vorliegenden Erfindung folgende Merkmale vorteilhaft.
[00040] Es werden vorteilhafterweise faseroptische Sensoren 400, 500 an bestimmten Punkten des Rotorblattes 110 angeordnet, die Beschleunigungen und mechanische Spannungen im Rotorblatt 110 oder auf Teilbereichen/Teiloberflächen 200 des Rotorblattes 110 bestimmen.
[00041] Beispielsweise können so vertikale und horizontale Scherwinde 120, 130 besser beschrieben werden, da die Rotation der Blätter ausgenutzt wird womit eine Erkennung über die gesamte Blattoberfläche 220 durchgeführt werden kann, also die von den Blättern bei der Rotation überstrichenen Oberfläche, wie in FIG. 1 zu erkennen. Im Prinzip wird am gesamten Rotor gemessen und die Messungen rotieren. Daher kann man auch sagen, dass die Scherung (vertikale und horizontale Scherwinde 120, 130) entlang eines beliebigen Koordinatensystems (kartesisch, polar...) gemessen wird. Dadurch ergibt sich ein realistisches Bild vom Einfluss der Scherung auf die Rotorblätter des Rotors bzw. auf die Windkraftanlage 100 an sich. Die Erkennung ist somit imabhängig von typischen Annahmen wie: Deterministische Form von Scherung entlang einer Achse und räumlich-zeitlicher Korrelation. [00042] Defizite der Windgeschwindigkeit sowie erhöhte Turbulenzen können an einem oder auch mehreren, spezifischen Bereichen 200 (Teiloberflächen, Quadranten) des Rotorblatts 110 über eine Auswertung der Sensormesswerte der Sensoren 400, 500 bestimmt werden um beispielsweise das Vorhandensein von Wirbelschleppen innerhalb einer Windfarm/ eines Windparks anzeigen. Das heisst in anderen Worten, dass nicht nur in einem Bereich (Teiloberfläche, Quadranten) der vom Rotorblatt überstrichenen Fläche 220 ausgewertet werden kann, sondern auch an mehreren Orten. Beispielsweise können Strömungen oder Wirbelschleppen gleichzeitig in verschiedenen Bereichen der von den Rotorblätter überstrichenen Fläche 220 vorhanden sein und bestimmt werden.
[00043] Die vorliegende Anmeldung kann daher die Bestimmung und Berücksichtigung insbesondere starker und unerwünschter Strömungseinflüsse auf eine Windkraftanlage 100, wie Scherwinde 120, 130 und insbesondere Wirbelschleppen 210 gestatten.
[00044] In einer ersten Ausführungsform wird daher eine Anordnung von Sensoren 400, 500 auf einem Rotorblatt 110 zur Bestimmung von Windströmungen an einem oder mehreren Rotorblättem einer Windkraftanlage 100 offenbart. Dabei kann mindestens ein Dehnungssensor 400 umfasst sein, der Blattbiegemomente mindestens eines Rotorblatts 110 einer Windenergieanlage 100 in mindestens zwei unterschiedlichen Raumrichtungen erfasst. Vorteilhafter Weise kann eine Anordnung auch mindestens zwei Dehnungssensoren 400 enthalten.
[00045] Turbulenzen und windabhängige Belastungen können mit Messungen in Windrichtung („out-of-rotor-plane“) abgeschätzt werden.
[00046] Weiter kann ein erster Beschleunigungssensor 500 zur Erfassung von Beschleunigungen des Rotorblatts 110 in einer ersten Raumrichtung und mindestens ein zweiter Beschleunigungssensor 500 zur Erfassung von Beschleunigungen des Rotorblattes 110 in einer zweiten Raumrichtung umfasst sein. Die zweite Raumrichtung kann vorzugsweise unterschiedlich zur unterschiedlich zur ersten Raumrichtung sein. Eine Auswerteeinrichtung 510 kann vorzugsweise umfasst sein, wobei die Auswerteeinrichtung 510 insbesondere dazu ausgelegt ist, analoge oder digitale Signale der Dehnungssensoren 400 und der Beschleunigungssensoren 500 über Eingänge der Auswerteeinrichtung 510 einzulesen, die Signale auszuwerten und ein Auswerteergebnis bereitzustellen.
[00047] Vorzugsweise können drei Dehnungssensoren 400 umfasst sein. Die drei Dehnungssensoren können in der Nähe der Blattwurzel angeordnet sein, vorzugsweise gleichmässig verteilt auf einem Kreis, also im wesentlichen 120° versetzt. In FIG. 5 ist die Anordnung der Sensoren 400 in der Nähe der Rotorblattwurzel gezeigt. FIG. 4 zeigt dies im Detail; aus Darstellungsgründen sind nur zwei Sensoren 400 dargestellt. Vorzugsweise (nicht gesondert in den Figuren dargestellt), kann auch nur ein Sensor 400 als Minimum genutzt werden, mehr Sensoren sind vorteilhaft für die Messgenaugigkeit.
[00048] Weiter vorzugsweise können mindestens zwei Beschleunigungssensoren 500 umfasst sein, die sich insbesondere in einem Blattradius >5m befinden können. Die Messrichtung der Sensoren, insbesondere der Beschleunigungssensoren kann 90° gegeneinander versetzt sein. Ein Sensor 500 kann vorteilhafterweise, in Schlagrichtung des Rotorblattes 110 messen, ein weiterer in Kantenrichtung des Rotorblattes 110. Siehe auch die Anordnung der Beschleunigungssensoren in FIG. 5
[00049] Diese örtliche Anordnung überwindet die Beschränkungen bisheriger Vorgehensweisen weil sie die Windbedingungen entlang der gesamten, durch den Rotor beschriebenen Fläche 220 misst. Besonders vorteilhaft ist, dass diese Messung mit einer höheren Abtastrate durchgefiihrt werden kann.
[00050] Eine Messung einer Auslenkung (z.B. an einem Quadrant 200 auf dem Rotorblatt, also dem Ort der Wechselwirkung zwischen Wind und Blatt) ist daher im Mittelpunkt der Betrachtung und keine Systemantwort, wie sich also bei welchen Windbedingungen die Energieabgabe verändert.
[00051] Dies bedeutet einen deutlichen Vorteil bei der Antwortzeit nach einer Anregung. Es ist somit nicht die Systemantwort von Interesse sondern die Messung einer Auslenkung als direkte Reaktion einer Krafteinwirkung durch Windanströmung. Die gesamte Blattlänge und nicht nur Punkt-Schätzungen werden dabei zur Beschreibung des Windflusses genutzt. [00052] Die erfindungsgemäß mögliche Bestimmung der Windverhältnisse mit sehr kurzen Systemantwortzeiten, ermöglicht es, dass schneller auf Belastungen reagiert werden und somit ein übermäßiger Verschleiß der Anlage vermindert werden kann. Durch eine somit erhöhte Lebensdauer der Anlage, kann eine bessere Wirtschaftlichkeit erreicht werden.
[00053] Wie in FIG. 3 zu sehen, stehen zwei Windkraftanlagen/Windturbinen 100 in Windrichtung hintereinander. Man kann hier von zwei „kontinuierlichen“ Windturbinen sprechen. Die Windturbine 100, die in Windrichtung gesehen, zuerst angeströmt wird, kann dabei eine Schätzung der zweiten, folgenden Windturbine validieren. Dies kann auch für mehrere folgende Windturbinen durchgeführt werden.
[00054] Die Auswirkung auf jeden Rotorblatt Quadranten 200 (Oberflächenelement, bzw. Teiloberfläche des Rotorblattes 110) wird dabei zur Windströmungsbeschreibung benutzt; sowohl an der Wind-Turbine, als auch auf Wind-Farm-AVind-Park-Ebene (für den gesamten Windpark) und keine Punktschätzungen. FIG. 2 zeigt beispielhaft einen Quadranten 200. Die Symbole „+“ und deuten an, dass sich Rotorblatt 110 durch Krafteinwirkung auf den Quadranten 200 verwindet.
[00055] Ein Koordinatensystem zur Angabe von Koordinaten eines Strömungsereignisses auf einem Rotorblatt 110 kann mit Bezug auf den Rotor vorteilhaft ein polares Koordinatensystem sein, bei dem der Mittelpunkt eine Nabe des Rotorblatts 110 sein kann. Mit anderen bekannten Koordinatensystemen, beispielsweise einem kartesischen, kann ebenfalls eine Ortsbeschreibung des Strömungsereignisses auf dem Rotor bzw. Rotorblatt 110 realisiert werden.
[00056] In einer weiteren Ausführungsform der Sensoranordnung gemäss einem oder mehrerer Aspekte der Anmeldung können die Beschleunigungssensoren 500 und/oder die Dehnungssensoren 400 faseroptische Sensoren sein. Die DE 10 2014 210 949 Al offenbart die Verwendung faseroptischer Drucksensoren auf der Rotorblattoberfläche.
[00057] Faseroptische Sensoren haben gegenüber auf Halbleitern basierenden Sensoren den Vorteil, dass sie nicht auf elektromagnetische Felder reagieren, und besonders robust sind. D.h. ein optischer Sensor kann einen Blitzeinschlag im Turm oder in den Rotor überstehen, im Gegensatz zu einem auf Halbleiter basierten Sensor es sei denn, dieser ist mit aufwändigen Schutzmechanismen gegen Überspannung ausgestattet. Faseroptische Sensoren eignen sich für Temperatur-, Dehnungs- oder Beschleunigungsmessung. Beispiele dafür sind masselose, verteilte Temperaturmessung bei kleinsten Bauräumen und höchsten Temperaturen. Bei Dehnungsmessung oft elektrischen Dehnungsmessstreifen überlegen hinsichtlich maximaler Dehnung und Lastzyklen. Passive Beschleunigungsmessung ist möglich ohne elektrische Verbindung zwischen Messgerät und Sensor.
[00058] Dadurch, dass über die faseroptischen Sensoren, insbesondere Sensoren zur Messung von Beschleunigung und mechanischer Spannung, bzw. Dehnung Drucksensoren, die Windverhältnisse lokal an den Blättern bzw. an der Rotorblatt- Oberfläche durch Auslenkung gemessen werden kann, können genauere Aussagen über einen zu erreichenden Windenergieertrag bzw. die kurzfristig zu erwartenden Windverhältnisse gemacht werden. Dies kann eine wesentlich genauere Regelung der Anlage ermöglichen, da sich an den Rotorblättem ein Echtzeitverhalten der Windverhältnisse ergibt.
[00059] Eine optimierte Windturbinenkontrolle wird somit nicht über eine Systemantwort realisiert, sondern kann vorteilhafterweise direkt über die Auslenkung der an den Rotorblättem angebrachten faseroptischen Sensoren realisiert werden, um damit die Anlage zu steuern.
[00060] In einer weiteren bevorzugten Ausfiihrungsform kann die Anordnung gemäß einem oder mehrerer anderer Aspekte offenbaren, dass die erste Raumrichtung und die zweite Raumrichtung der mindestens zwei Dehnungssensoren 400 einen Winkel von 70 bis 110 einschließen.
[00061] In einer weiteren bevorzugten Ausführungsform wird offenbart, dass in der Anordnung nach einem der vorhergehenden Ausfuhrungsformen, die Auswerteeinrichtung eine Recheneinheit 510 umfassen kann, wobei die Recheneinheit einen Algorithmus enthalten kann, der bevorzugt dazu ausgelegt ist, Beschleunigung- und/oder Dehnungswerte mindestens eines Oberflächenelementes 200 eines oder mehrerer Rotorblätter 110 zu bestimmen, wobei die Bestimmung auf den Signalen der Messsensoren, also der Dehnungs- und Beschleunigungssensoren 400, 500 basiert. Dazu kann die Auswerteeinheit 510 oder Recheneinheit einen Speicherbereich enthalten, in dem eine Zuordnung aus Messwertkombinationen der Sensoren 400, 500 zu einem oder mehreren Quadranten 200 auf dem Rotorblatt 110 abgelegt ist. Anders ausgedrückt steht eine bestimmte Kombination an Messwerten für eine bestimmte Windkonfiguration (Wirbelschleppe/Scherwind) die an einem Quadranten 200 des Rotorblattes angreift. Die Recheneinheit kann im Betrieb „lernen“ und weitere Kombinationen aus Messwerten (Beschleunigung/Dehnung) in den Speicherbereich schreiben oder vorhandene Werte überschreiben/anpassen.
[00062] Da die Sensoren 400, 500 analog messen ist eine sehr hohe Anzahl an Messwertkombinationen möglich und somit auch eine zuverlässige Erkennung der Strümungsverhältnisse am Rotorblatt.
[00063] D.h. vorzugsweise kann der Algorithmus aus den Sensordaten beliebigen Oberflächenelementen, bzw. Teiloberflächen oder auch Quadranten 200 des Rotorblattes 110, Belastungswerte zuordnen. Vorzugsweise können diese Belastungswerte repräsentativ sein für auftreffende Wirbelschleppen 210, z.B. Wirbelschleppen, erzeugt von Rotoren (eigentlich: der Rotorblattspitzen) die in Ausbreitungsrichtund der Wirbelschleppe stehen.
[00064] Gleichermassen können diese Belastungswerte, die der Algorithmus bestimmt hat, auch repräsentativ für Windscherungen 120, 130 sein. Unter Scherwinden versteht man lokale Windphänomene, resultierend aus der örtlichen Topografie, lokaler und Groß-Wetterlage und daraus wachsender unerwarteter Querbewegungen der Luftmassen. Der Scherwind ist ein Wind, dessen Windstärke oder Windrichtung sich in einem kleinen geografischen Gebiet ändert.
[00065] Diese Winde, daher der Name, können aus unterschiedlichen Richtungen gleichzeitig auf den Rotor und selbstverständlich auch die übrigen Teile der Windkrafitanlsge wirken. Das Aufeinandertreffen der Winde selbst nennt man die „Windscherung“, den darausresultierenden Wind den„Scherwind“. Durch diese ungleichmässige Kraftverteilung wird die Windkraftanlage ungleichmässigen Belastungen ausgesetzt. [00066] Mit der erfmdungsgemässen Sensoranordnung und der entsprechenden Auswertung ist eine sehr kurzzeitige Windenergievorhersagen (weniger als 10 Minuten Tor Zeit) möglich. Dieses ermöglicht, im Gegensatz zu bisherigen Vorgehensmaßnahmen, eine sehr effektive und schnelle Regelung der Windkraftanlage und kann damit zu einer optimierten Windenergieerzeugung beitragen. Die direkt an den Blättern der Anlage gemessenen Belastungswerte durch die Windströmung können vorteilhaft zum Betrieb und auch im Design von Windkraftanlagen verwendet werden.
[00067] Der Einfluss der Windgeschwindigkeit auf den Rotor, kann direkt am Meßort bestimmt und zur Pitchwinkel- und Blatt-Torsionskalibrierung verwendet werden.
[00068] In einer weiteren Ausfuhrungsform der Anordnung gemäss weiterer Ausfuhrungsformen der Anmeldung ist offenbart, dass die die Auswertevorrichtung 510 aus den Beschleunigung- und/oder Dehnungswerten des mindestens einen Oberflächenelementes 200 Intensitätswerte einer oder mehrerer auf das Rotorblatt 110 treffenden Wirbelschleppe 210 oder eine Stärke von Scherwinden 120, 130 bestimmt.
[00069] In einer weiteren Ausfuhrungsform der Anordnung gemäss weiterer Ausführungsformen der Anmeldung, ist offenbart, dass die Auswertevorrichtung 510 weiter dazu angepasst ist, mittels einer Datenschnittstelle die Intensitätswerte der Wirbelschleppen 210 und/oder Scherwinde 120, 130 an benachbarte Windturbinen 100 zu übermitteln. Dies kann zur individuellen Bestimmung und einer Blattwinkelverstellung (Pitch) und/oder einer Rotorwinkelverstellung (yaw) der benachbarten Windturbinen 100 benutzt werden.
[00070] So kann bei Windscherungen oder beim Auftreffen von Wirbelschleppen auf den Rotor ein Blattwinkel des Rotors oder eine Yaw- Verstellung des Rotors erfolgen, insbesondere bei Anlagen, die in Windströmungsrichtung hinter der Anlage liegen, die den Messwert ermittelt hat. So kann eine erhöhte mechanische Belastung der Anlagen vermindert werden. Gleichzeitig kann die Verstellung so gehalten werden, dass der Windenergieertrag, unter Berücksichtigung der Intensitätswerte, maximal gehalten werden kann. In anderen Worten ausgedrückt, wird zur Schonung der Anlage bzw. der in Windrichtung hintereinander liegenden Anlagen die Belastung soweit vermindert wie nötig um immer noch einen optimalen Energieertrag aus der Anlage zu erhalten. Gleichzeitig wird eine erhöhte Belastung, die zur vorzeitigen Materialermüdung fahren kann, soweit wie möglich verringert.
[00071] FIG. 3 zeigt zwei Windkraftanlagen in einem Abstand d. Ein Strömungskanal 310 einer Wirbelschleppe hat seinen Ursprung an der links zu sehenden Windkraftanlage oder hat diese Anlage gerade passiert. Während der Bewegung der Schleppe in Richtung auf die zweite, in Windrichtung stehende Anlage rechts, weitet sich der Strömungskanal auf. Die Geschwindigkeit der Wirbelschleppe verringert sich dabei aufgrund aerodynamischer Gesetzmässigkeiten von einem Wert Vi auf den Wert V2 an der nachfolgenden Anlage.
[00072] Im Zentrum der Strömungskanäle (schraffiertes Gebiet in der Ellipse), ist der Luftdruck gering, zu den Rändern des Kanals hoch. Rifft die Wirbelschleppe auf Rotorblatt 110 der rechts stehenden Anlage, wird der Bereich des Rotorblattes, der von dem schraffierten Gebiet der Schleppe getroffen wird, wenig, der Bereich des Rotorblattes, der von den Randgebieten der Schleppe getroffen wird, stark belastet.
Im Vergleich zu einer normalen, gleichmässigen Windanströmung der Blätter stellt dies für das Rotorblatt 110 und selbstverständlich für die Eindkrafitanlage 100 eine aussergewöhnliche Belastung dar. Durch Erkennen dieser Belastung direkt auf Teiloberflächen 200 der Rotorblätter 110 kann das Rotorblatt und/oder das Maschinengehäuse mit dem Rotor über die pitch/yaw Verstellung aus der Belastung gedreht werden.
[00073] Die Auswerteeinrichtung 510 mit Recheneinheit, sowie einer Steuereinheit, die konfiguriert ist, entsprechende Verstellbefehle für pitch und yaw Regelungen auszugeben, können dabei beispielsweise in einem Rotorblatt 110, der Rotomabe oder an einer anderen Stelle der Windkraftanlage 100 angeordnet sein.
[00074] Auswerteeinrichtung 510 und Steuereinheit können auch an unterschiedlichen Positionen der Windkraftanlage angeordnet sein beispielsweise kann die Auswärtseinrichtung in einem Rotorblatt 110 angeordnet sein und die Steuereinheit im Turm der Windkraftanlage 100 oder einem Maschinengehäuse („Nacelle“), also dem Teil einer Windkraftanlage 100, in dem Generator, Getriebe etc. untergebracht sind.
[00075] Vorteilhafterweise können mehrere oder alle Rotorblätter 110 eines Rotors mit Sensoren 400, 500 gemäß der vorliegenden Erfindung ausgestattet sein.
[00076] In einer weiteren Ausführungsform der Anordnung gemäss weiterer Ausführungsformen der Anmeldung ist offenbart, dass die Oberflächenelemente ein oder mehrere Quadranten 200 auf der Rotorblattoberfläche 110 sind. Der Algorithmus, der die Sensordaten in der Recheneinheit verarbeitet ist in der Lage, anhand der Sensormesswerte zu bestimmen, auf welchem Bereich (Quadrant) 200 die Krafteinwirkung durch eine Wirbelschleppe 210 oder Scherwinde 120, 130 erfolgt. Dies ist eine Echtzeitmessung, die, im Vergleich zu früheren Vorhersagemodellen, eine schnelle Reaktion auf veränderte Strümungsbedingungen erlaubt.
[00077] In einer weiteren Ausführungsform der Anordnung gemäss einem oder mehrerer anderer Ausführungsformen kann die Auswerteeinrichtung 510 weiter dazu angepasst sein, aus den Auswertedaten eine Belastungsvoraussage eines oder mehrerer mechanischer Bauteile der Windkraftanlage zu bestimmen. Die mechanischen Bauteile können eines oder mehrere aus der Gruppe Turm der Windkraftanlage 100, Rotorblätter 110 der Windkraftanlage, Getriebe der Windkraftanlage beinhalten.
[00078] In einer weiteren Ausführungsform der vorliegenden Anmeldung wird ein Verfahren zur Bestimmung von insbesondere unerwünschten bzw. stark belastenden Windströmungen an einem oder mehreren Rotorblättem einer Windkraftanlage offenbart. Das Verfahren kann umfassen:
[00079] Bestimmen 610 von Spannungs- und Beschleunigungswerten an zumindest zwei Orten einer Rotorblattoberfläche und Umwandeln 620 der vorher bestimmten Spannungs- und Beschleunigungswerte in zumindest ein elektronisch verarbeitbares Signal. Weiter kann das Verfahren umfassen, dass das zumindest eine, elektronisch verarbeitbaren Signals in eine elektronische Auswerteeinheit 510 eingelesen werden kann 630. Die Auswerteeinheit 510 kann das zumindest eine, elektronisch verarbeitbare Signal auswerten 640 bzw. analysieren und einen oder mehrere Parameter aus dem Signal bestimmen 650.
[00080] Die Parameter können beispielsweise Intensitätswerte von Wirbelschleppen 210 sein, insbesondere Wirbelschleppen, die durch benachbarte Windkraftanlagen 100 erzeugt werden oder Intensitätswerte von Wind-Scherungen 120, 130, die auf die Rotorblätter 110 des Rotors treffen. Es können aber auch andere Parameter als die genannten bestimmt werden, solange diese Parameter aber für sie relevante Informationen haben. Beispielsweise„Proxy-Parameter“, die den genannten Parametern ähnlich sind.
[00081] Die Bedeutung für eine Optimierung besteht darin,„Proxy-Parameter“ zu finden. Diese„Proxy-Parameter“ und nicht unbedingt die genauen Parameter selbst, können es ermöglichen, beim Design von Windkraftanlagen entsprechende Entscheidungen zu treffen. Eine Annäherung an die Turbulenzintensität kann zum Beispiel ausreichen, um eine Hypothese/Verbesserung zu erstellen, die einen Windpark optimieren kann.
[00082] In einer weiteren Ausführungsform kann das Verfahren zur Bestimmung von Windparametem nach einem oder mehrerer anderer Aspekte weiter umfassen:
[00083] übermitteln bestimmter Intensitätswerte der Wirbelschleppen 210 und/oder Scherwinde 120, 130 mittels einer Datenschnittstelle an benachbarte Windturbinen 100;
[00084] Bestimmung einer individuellen Blattwinkelverstellung (Pitch) und/oder einer Rotorwinkelverstellung (yaw) der benachbarten Windturbinen 100 um eine Belastung der Windkraftanlage oder deren Rotorblättem 110 unterhalb eines vordefinierbaren Grenzwertes zu halten unter Berücksichtigung eines unter den gegebenen Intensitätswerten maximal zu erreichenden Windenergieertrags. Die Intensitö
[00085] Gemäß einer weiteren Ausführungsform wird ein Rotorblatt 110 mit einer Anordnung von Sensoren 400, 500 nach einer oder mehrerer anderer Ausführungsformen offenbart. [00086] Gemäß einer weiteren Ausführungsform wird eine Windkraftanlage 100 mit einem oder mehreren Rotorblättem 110 mit einer Anordnung von Sensoren 400,
500 gemäß einer oder mehrerer Ausfiihrungsformen offenbart.
[00087] Zusammenfassend ermöglichen die vorgestellten Verfahren und Einrichtungen neue Anwendungen. Eine fortlaufende Wirbelschleppenerkennung auf Rotor-Quadranten 200 bzw. einzelnen Oberflächenelemente bzw. Teilbereichen eines Rotors, bzw. Rotorblattes 110 dient zur Bestätigung und Verifikation der Wirbelschleppen-Richtung in Windfarmen und daher für eine optimale Nutzung der Yaw- und Pitch Regelungen der Wind-Turbinen in Windfarmen. Vorhersagezeiten sind sehr kurz (< 10min)
[00088] Der Einfluss der Windgeschwindigkeit auf den Rotor, kann direkt am Meßort bestimmt werden (Pitchwinkel und Blatt-Torsionskalibrierung)
[00089] Die Beschreibung der Winde am Standort dient zur Vorhersage der Leistungsabgabe und Vorhersage der Belastung der Windturbine.
[00090] Eine Wind/Last Abhängigkeit ist in Echtzeit messbar (Hybridmodellkorrektur für Aero-elastische Modelle) und kann zu einem verbesserten Design bei der Windkraftanlagenentwicklung beitragen.
[00091] Eine optimierte Turbinenkontrolle wird nicht, wie bisher, über deren Systemantwort sondern direkt über deren Auslenkung, insbesondere über Auslenkungen, Dehnungen, und/oder Beschleunigungen, gemessen an Teiloberflächen bzw. Oberflächenelementen des Rotorblattes realisiert, um damit die Windkraftturbine zu steuern und gegebenenfalls hinsichtlich Materialermüdung und Windkraftertrag eine optimierte Betriebsposition zu erreichen.
[00092] Die Messeinrichtung gemäß der hier vorliegenden Offenbarung und entsprechende Verfahren überwindet somit Probleme und Einschränkungen alternativer Vorgehensweisen:
[00093] Windgeschwindigkeitsvektor, Turbulenzintensität und Wind-Scherung werden als Flächen mit hohen Abtastraten messbar. [00094] Turbulente Wind-Feld Modelle können besser validiert und weiter verbessert werden. Wind-Energie-Wahrscheinlichkeitsschätzungen können in ihrer Genauigkeit und Präzision verbessert werden.
[00095] Insbesondere die Ausbreitung von Wirbelschleppen von Windfarmen wird mittels Analyse von Wind Defiziten, also ausbleibender Wind und erhöhte Last auf Windturbinen, in derselben Windrichtung bestimmt.
[00096] Obwohl die vorliegende Erfindung vorstehend anhand typischer Ausfiihrungsbeispiele beschrieben wurde, ist sie darauf nicht beschränkt, sondern auf vielfältige Weise modifizierbar. Auch ist die Erfindung nicht auf die genannten Anwendungsmöglichkeiten beschränkt.

Claims

ANSPRÜCHE
1. Eine Anordnung von Sensoren auf einem Rotorblatt zur Bestimmung von Windströmungen an einem oder mehreren Rotorblättem einer Windkraftanlage, mit einer Anordnung von mindestens zwei Dehnungssensoren (400), die Blattbiegemomente mindestens eines Rotorblatts (100) einer Windenergieanlage (100) in mindestens zwei unterschiedlichen Raumrichtungen erfasst; einem ersten Beschleunigungssensor (500) zur Erfassung von Beschleunigungen des Rotorblatts (110) in einer ersten Raumrichtung; und mindestens einem zweiten Beschleunigungssensor (112) zur Erfassung von Beschleunigungen des Rotorblattes (110) in einer zweiten Raumrichtung, wobei die zweite Raumrichtung unterschiedlich zur ersten Raumrichtung ist; einer Auswerteeinrichtung (510) , die dazu ausgelegt ist, analoge oder digitale Signale der Spannungsmessensoren (400) und der Beschleunigungssensoren (500) über Eingänge der Auswerteeinrichtung (510) einzulesen, die Signale auszuwerten und ein Auswerteergebnis bereitzustellen.
2. Die Anordnung nach Anspruch 1 , wobei die Beschleunigungssensoren (500) und/oder die Dehnungssensoren (400) faseroptische Sensoren sind.
3. Die Anordnung gemäß einem der Ansprüche 1-2, wobei die erste Raumrichtung und die zweite Raumrichtung einen Winkel von 70° bis 110° einschließen.
4. Die Anordnung gemäß einem der vorhergehenden Ansprüche, wobei die Beschleunigungssensoren (500) in einem Blattradius >10m angeordnet sind.
5. Die Anordnung nach einem der vorhergehenden Ansprüche, wobei die Auswerteeinrichtung (510) eine Recheneinheit umfasst, wobei die Recheneinheit einen Algorithmus umfasst, der, basierend auf dem Auswerteergebnis der Signale der Messsensoren (400, 500), dazu ausgelegt ist, Beschleunigung- und/oder Dehnungswerte mindestens eines Oberflächenelementes (200) eines oder mehrerer Rotorblätter (110) zu bestimmen.
6. Die Anordnung nach einem der vorhergehenden Ansprüche, wobei die Auswertevorrichtung (510) aus den Beschleunigung- und/oder Dehnungswerten des mindestens einen Oberflächenelementes (200) Intensitätswerte einer oder mehrerer auf das Rotorblatt treffenden Wirbelschleppe (210) oder eine Stärke von Scherwinden (120, 130) bestimmt.
7. Die Anordnung nach einem der vorhergehenden Ansprüche, wobei die Auswertevorrichtung (510) weiter dazu angepasst ist, mittels einer Datenschnittstelle die Intensitätswerte der Wirbelschleppen (210) und/oder Scherwinde (120, 130) an benachbarte Windturbinen (100) zu übermitteln, zur individuellen Bestimmung einer Blattwinkelverstellung (Pitch) und/oder einer Rotorwinkelverstellung (yaw) der benachbarten Windturbinen (100) um eine Belastung der Anlagen gering zu halten, unter Berücksichtigung des bei den bestimmten Intensitätswerten zu erreichenden maximalen Windenergieertrags.
8. Die Anordnung nach einem der vorhergehenden Ansprüche, wobei die Wirbelschleppe (210) von Rotorblättem (110) des Rotors einer benachbarten, insbesondere in gleicher Windrichtung stehenden Windkraftanlage (100) erzeugt wird.
9. Die Anordnung nach einem der vorhergehenden Ansprüche, wobei die Oberflächenelemente (200) ein oder mehrere Quadranten auf der Rotorblattoberfläche sind.
10. Anordnung nach einem der vorhergehenden Ansprüche, wobei die
Auswerteeinrichtung (510) weiter dazu angepasst ist, aus den Auswertedaten eine Belastungsvoraussage eines oder mehrerer mechanischer Bauteile der
Windkraftanlage (100) zu bestimmen.
11. Anordnung nach einem der vorhergehenden Ansprüche, wobei die mechanischen Bauteile eine oder mehrere aus der Gruppe Turm der
Windkraftanlage, Rotorblätter (110) der Windkraftanlage, Getriebe der Windkraftanlage beinhaltet.
12. Verfahren zur Bestimmung von Windströmungen an einem oder mehreren Rotorblättem einer Windkraftanlage , umfassend:
Bestimmen (610) von Spannungs- und Beschleunigungswerten an zumindest zwei Orten einer Rotorblatt Oberfläche;
Umwandeln (620) der bestimmten Spannungs- und Beschleunigungswerten in zumindest ein elektronisch verarbeitbares Signal;
Übernehmen (630) des zumindest einen, elektronisch verarbeitbaren Signals in eine elektronische Auswerteeinheit (510);
Auswerten (640) des zumindest einen, elektronisch verarbeitbaren Signals und nachfolgend;
Bestimmen (650) eines oder mehrerer Parameter aus der Gruppe: Intensitätswerte von Wirbelschleppen, insbesondere Wirbelschleppen, die durch benachbarte Windkraftanlagen erzeugt werden, Intensitätswerte von Scherwind (120, 130).
13. Verfahren zur Bestimmung von Windparametem gemäß Anspruch 12, weiter umfassend, übermitteln der Intensitätswerte der Wirbelschleppen und/oder Scherwinde mittels einer Datenschnittstelle an benachbarte Windturbinen;
Bestimmung einer individuellen Blattwinkelverstellung (Pitch) und/oder einer Rotorwinkelverstellung (yaw) der benachbarten Windturbinen um eine Belastung der Windkraftanlage oder deren Rotorblättem unterhalb eines vordefinierten Grenzwertes zu halten unter Berücksichtigung eines unter den Intensitätswerten maximal zu erreichenden Windenergieertrags.
14. Rotorblatt mit einer Anordnung von Sensoren nach einem der vorhergehenden Ansprüche.
15. Windkraftanlage mit einem oder mehreren Rotorblättem mit einer Anordnung von Sensoren gemäß einem der vorhergehenden Ansprüche.
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