DE102009015679A1

DE102009015679A1 - Stationäre Energiegewinnungsanlage mit Steuereinrichtung und Verfahren zur Steuerung der Energiegewinnungsanalge

Info

Publication number: DE102009015679A1
Application number: DE102009015679A
Authority: DE
Inventors: Boris Dr. Buchtala; Felix Hess
Original assignee: Robert Bosch GmbH
Current assignee: Robert Bosch GmbH
Priority date: 2009-03-31
Filing date: 2009-03-31
Publication date: 2010-10-07
Also published as: WO2010112109A2; WO2010112109A3

Abstract

Die Erfindung betrifft eine stationäre Energiegewinnungsanlage (1) mit einer Steuereinrichtung (7) und ein Verfahren zur Steuerung der Energiegewinnungsanlage (1). Dazu weist die Energiegewinnungsanlage (1) einen Rotor (2) und eine Gondel (3), in der weitere Komponenten der Energiegewinnungsanlage (1) zur Umwandlung von Windenergie in elektrische Energie angeordnet sind, auf. Die Energiegewinnungsanlage (1) ist in einem Windfeld (4) angeordnet und weist eine auf der Anlage montierte praeaktive Windmessvorrichtung (5) auf. Die praeaktive Windmessvorrichtung (5) erfasst aktuelle Windprofile (6) stromaufwärts beabstandet von der Energiegewinnungsanlage (1). Die Steuereinrichtung (7) weist eine Störgrößenaufschaltung (13) auf, welche die praeaktive Windprofilmessung (5) verwendet, um Belastungen an der Anlage beim Auftreffen des Windfelds zu minimieren. Verbleibende Belastungen werden gemessen und durch einen IPC-Regler weiter reduziert.

Description

Die Erfindung betrifft eine stationäre Energiegewinnungsanlage mit einer Steuereinrichtung und ein Verfahren zur Steuerung der Energiegewinnungsanlage. Dazu weist die Energiegewinnungsanlage einen Rotor und eine Gondel, in der weitere Komponenten der Energiegewinnungsanlage zur Umwandlung von Windenergie in elektrische Energie angeordnet sind, auf. Die Energiegewinnungsanlage ist in einem Windfeld angeordnet und weist eine auf der Anlage montierte praeaktiv wirkende Windmessvorrichtung auf. Die praeaktiv wirkende Windmessvorrichtung erfasst aktuelle Windprofile stromaufwärts beabstandet von der Energiegewinnungsanlage. Darüber hinaus weist die Energiegewinnungsanlage zusätzliche Sensorik auf, um Belastungen der Komponenten der Energiegewinnungsanlage zu erfassen.
Aus der Druckschrift US 7,281,891,B2 ist eine Windturbinensteuerung bekannt, die eine LIDAR-Windgeschwindigkeitsmessvorrichtung aufweist. Die LIDAR-Vorrichtung ist angeordnet, um das Gebiet in Front der Windturbine abzutasten und um eine Messung der Windgeschwindigkeit in dem Windfeld zu erzeugen. Die LIDAR-Vorrichtung kann in der Nabe der Windturbine angeordnet sein. Vorzugsweise weist die LIDAR-Einrichtung eine Vielzahl von Zielrichtungen auf, um die Abtastrate zu erhöhen. Das kann durch eine größere Anzahl von ausgesuchten LIDAR-Systemen und/oder unter Verwendung eines Multiplex-LIDARs erreicht werden. Die Messung des Windfeldes ermöglicht eine verbesserte Steuerung der Windturbine und ergibt Vorteile beim Wirkungsgrad und durch verminderten Verschleiß.
Aus der Druckschrift EP 1 770 278 A2 ist dazu ein System und ein Verfahren zur Steuerung einer Windturbine bekannt, die auf der Stromaufwärts-Messung von Windgeschwindigkeiten basiert. Dabei wird die Stromaufwärts-Messung der Windgeschwindigkeit lediglich dazu eingesetzt, eine Leistungsoptimierung der Energiegewinnungsanlage zu erreichen, indem die Rotorblätter über einen Rotorblatt-Pitch-Motor entsprechend der gemessenen Windgeschwindigkeit verstellt werden.
Ein Nachteil der bekannten Vorrichtungen und Verfahren zur elektrischen Energiegewinnung aus Windkraft besteht darin, dass die gemessenen Windfelder zur Belastungsreduktion und zur Leistungsoptimierung eingesetzt werden, wobei die Belastungen aber nicht erfasst werden, so dass zwar die Leistung optimiert, aber die Bruchgefahr der Komponenten der Energiegewinnungsanlage erhöht ist.
Dieser Nachteil wirkt sich besonders aus, da sich der Wind verändert, bis er an der Anlage auftrifft. Dadurch entstehen stärkere bzw. schwächere Belastungen, als eigentlich aufgrund des gemessenen Windfeldes zu erwarten wären. Ebenfalls muss bei den bisherigen Verfahren eine Rechenmethode verwendet werden, um aus den gemessenen Windgeschwindigkeiten auf die Belastung der Anlage zu schließen. Auch diese Methode ist immer nur näherungsweise richtig. Eine Verstellung der Anstellwinkel der Rotorblätter bzw. des Pitch aufgrund der gemessenen Windparameter kann folglich nicht dazu verwendet werden, genaue Belastungsgrenzen der Komponenten einer Windkraftanlage einzuhalten.
Entweder muss mit großen Sicherheiten gerechnet und die Anlage überdimensioniert ausgelegt werden oder es muss in Kauf genommen werden, dass zulässige Belastungen überschritten werden können. Zwar ist es auch bekannt, eine Regelung der Anlage zur Belastungsreduktion auf der Basis von gemessenen Lasten an den Komponenten der Anlage wie z. B. Blattwurzelmomente, Momente an der Hauptwelle usw. einzusetzen, aber diese Verfahren haben den Nachteil, dass der Regler erst nach dem Messen einer Last reagieren kann, um reaktiv die Belastungen auszugleichen. Das bedeutet jedoch, dass starke Änderungen der Windge schwindigkeit weiterhin zu übermäßigen Belastungen und letztlich zu einer reduzierten Lebensdauer der Anlage führen.
Prinzipiell werden bisher einem Regler der Steuereinrichtung die gemessenen Belastungen der Energiegewinnungsanlage zugeführt. Diese werden umgerechnet, um das auf die Gondel vom Rotor aus wirkende Gier- und Nickmoment zu berechnen. Dazu sind üblicherweise zwei PID-Regler vorgesehen, die dann jeweils einen zusätzlichen Pitchwinkel berechnen, um das Gier- sowie das Nickmoment zu Null zu regeln. Die berechneten Zusatz-Pitchwinkel in Gier- und in Nick-Richtung werden mit einer entsprechenden Transformation in das rotierende Koordinatensystem des Rotors umgerechnet. Dadurch wird für jedes Rotorblatt ein zusätzlicher Pitchwinkel erhalten, der zu dem von einem Anlagenrechner, um die Drehzahl der Anlage konstant zu halten, als gemeinsamer Pitchwinkel berechneten Winkel für alle Blätter addiert wird. Die Rotorblätter werden dann auf den jeweils erforderlichen Pitchwinkel durch die entsprechenden Aktoren bzw. durch die aus dem Stand der Technik bekannten Rotorblatt-Pitch-Motoren gedreht.
Aufgabe der Erfindung ist es, eine stationäre Energiegewinnungsanlage mit Steuereinrichtung und ein Verfahren zur Steuerung der Energiegewinnungsanlage zu schaffen, das die Belastungen weiter reduziert, indem das vor der Anlage vermessene Windfeld für eine IPC-Regelung (individuell pitch control) verwendet wird.
Diese Aufgabe wird mit dem Gegenstand der unabhängigen Ansprüche gelöst. Vorteilhafte Weiterbildungen der Erfindung ergeben sich aus den abhängigen Ansprüchen.
Erfindungsgemäß wird eine stationäre Energiegewinnungsanlage mit einer Steuereinrichtung und ein Verfahren zur Steuerung einer Energiegewinnungsanlage geschaffen. Dazu weist die Energiegewinnungsanlage einen Rotor und eine Gondel auf, wobei in der Gondel weitere Komponenten der Energiegewinnungsanlage zur Umwandlung von Windenergie in elektrische Energie angeordnet sind. Die Energiegewinnungsanlage ist in einem Windfeld angeordnet und weist eine auf der Anlage montierte praeaktiv wirkende Windmessvorrichtung auf. Die praeaktiv wirkende Windmessvorrichtung erfasst aktuelle Windprofile stromaufwärts beabstandet von der Energiegewinnungsanlage. Die Steuereinrichtung weist eine Störgrößenaufschaltung auf, welche die praeaktive Windprofilmessung derart verwendet, dass die Pitchwinkel der Rotorblätter individuell so voreingestellt sind, dass bei Auftreffen des praeaktiv gemessenen Windfeldes die Belastungen minimiert sind.
Diese Energiegewinnungsanlage hat den Vorteil, dass der in der Steuereinrichtung bereits vorhandene bekannte Regelkreis zur Belastungsreduktion mittels einer individuellen Pitchwinkel-Verstellung nun um eine Störgrößenaufschaltung erweitert ist. Diese Störgrößenaufschaltung berechnet und stellt individuelle Pitchwinkel für jedes einzelne Rotorblatt basierend auf Kenngrößen, wie Windgeschwindigkeit, Windscherung, horizontale Windrichtung und vertikale Windrichtung, die von der Windmessvorrichtung ermittelt werden, zur Verfügung. Dadurch reagiert die erfindungsgemäße Energiegewinnungsanlage auf entsprechende Änderungen im Windprofil, noch bevor sich überhaupt Belastungen einstellen.
Windmessfehler werden durch die Steuereinrichtung bzw. durch den Regler in der Steuereinrichtung ausgeglichen, der als Eingangssignal die gemessenen Belastungen der Energiegewinnungsanlage verwendet. Geeignete, durch entsprechende Sensoren erfasste Messgrößen sind Schlag- oder Schwenkmomente der Rotorblätter, Nick- oder Giermomente der Gondel sowie Momente in und an dem Antriebsstrang. Die praeaktiven Windmessergebnisse werden der Störgrößenaufschaltung in der Steuereinrichtung zugeführt. Die Störgrößenaufschaltung berechnet für jedes Blatt einen weiteren Pitchwinkel, welcher zu den bereits vorhandenen Pitchwinkeln hinzuaddiert wird. Die Störgrößenumrechnung erfolgt wie folgt:

– Messung des Windfeldes vor der Anlage beispielsweise im Abstand von ca. 200 m durch die auf der Anlage montierte Windmessvorrichtung, die eine Vielzahl von Punkten in einem Windfeld abtastet;
– Filterung der gemessenen Geschwindigkeiten, um Hintergrundrauschen usw. zu unterdrücken;
– Berechnung der mittleren Geschwindigkeit, mit der sich die Messebene auf die Energiegewinnungsanlage zu bewegt;
– Verzögerung der Daten, um eine Totzeit t_tot, die sich aus der mittleren Windfeldgeschwindigkeit und dem Abstand der Messebene von der Anlage berechnet;
– Berechnung eines individuellen Pitchwinkels für jedes einzelne Rotorblatt.

Dazu wird eventuell ein iteratives Verfahren eingesetzt, wobei als Startwert für die Pitchwinkel β₁, β₂, β₃ der aktuelle kollektive Pitchwinkel des Standardreglers vorgesehen ist, und anschließend

– Berechnung der Schubkraft an Blattelementen aus den bekannten demnächst auftretenden Windgeschwindigkeiten sowie den Pitchwinkeln β₁, β₂ und β₃;
– Integration über das Blatt zur Berechnung des sich daraus ergebenden Blattwurzelmoments;
– Berechnen des sich ergebenden Nick- und/oder Giermoments auf die Gondel;
– Vergrößerung oder Verkleinerung der einzelnen Pitchwinkel β₁, β₂, β₃, um die Nick- und/oder Giermomente zu Null zu bringen;
– Nächste Iteration mit den neuen Pitchwinkeln β₁, β₂, β₃ und schließlich
– Abbruch der Iteration, wenn die sich ergebenden Nick- und/oder Giermomente nicht weiter minimierbar sind.

Aufgrund der Störgrößenaufschaltung mit Hilfe der praeaktiven Windmessvorrichtung sollte ein Großteil der sich aus dem Wind ergebenden Lasten bereits nicht mehr an der Anlage auftreten. Die verbleibenden Lasten durch Modellfehler und/oder Parameterfehler usw. werden dann durch den vorhandenen IPG-Regler durch Messung der Belastungen ausgeregelt. Dieses ergibt eine deutliche Verbesserung gegenüber den bisherigen Energiegewinnungsanlagen.
Sollten die Pitch-Antriebe zur Verstellung der Rotorblätter zu langsam sein, um den Störgrößen zu folgen, kann möglicherweise eine Verbesserung des Verfahrens dadurch erzielt werden, wenn die Störgrößenaufschaltung Trajektorien für die Pitchwinkel generiert, welche über alle bereits gemessenen und kommenden Windgeschwindigkeitsverhältnisse den kleinsten Regelfehler bewirken.
Dabei regelt die erfindungsgemäße Steuereinrichtung den Pitchwinkel so, dass die gemessenen Belastungen der Komponenten der Energiegewinnungsanlage minimiert werden. Durch den geschlossenen Regelkreis über die direkte Lastmessung kann der Regler bei einer fehlerhaften Wertmessung oder bei einem Umrechnungsfehler trotzdem genau auf die gewünschten Lastgrenzen regeln. Dadurch können vorgegebene Lastgrenzen genau eingehalten werden und trotzdem auch vollständig genutzt werden, so dass der Energieertrag nicht mehr als unbedingt notwendig eingeschränkt ist. Durch die Kombination der praeaktiven Windmessung und der Belastungsmessungen wird die höchstmögliche Lebensdauer bei gleichzeitig höchstmöglicher Leistungsabgabe für eine Energiegewinnungsanlage erreicht.
Dazu weist in einer bevorzugten Ausführungsform der Erfindung die Windmessvorrichtung als praeaktiv wirkendes Windsensorsystem ein LIDAR-System (light detection and ranging Anemometer) oder ein SODAR-System (Sound detection and ranging Anemometer) auf.
Um die vorgegebenen Belastungsgrenzwerte für die belasteten Komponenten der Energiegewinnungsanlage nicht zu überschreiten, weist diese Sensoren auf, welche die Belastungen der Komponenten erfassen. Dabei stehen die Sensoren mit der Steuereinrichtung elektrisch und/oder optisch über Signaltransfereinrichtungen in Verbindung.
Außerdem weist die Steuereinrichtung mit der Störgrößenaufschaltung ein Filter in Bezug auf Messwerte der Windgeschwindigkeiten auf, um ein Messrauschen zu unterdrücken. Um Grenzwerte für die maximale Belastung einzuhalten, kann bei praeaktiv gemessenen extremen Böen ein Anstellwinkel bzw. ein Pitch vorgegeben werden, der die Rotorblätter in Segelstellung verbringt, wobei ein Antriebsstrang in der Gondel keine Rotation mehr aufweist. Dieses kann durch eine zusätzliche Bremseinrichtung und/oder durch eine entsprechende Kupplung im Antriebsstrang erreicht werden.
Darüber hinaus ist es vorgesehen, dass die Energiegewinnungsanlage einen Rechner aufweist, der mit Hilfe der praeaktiven Windmessvorrichtung eine mittlere Windgeschwindigkeit und Windrichtung ermittelt, mit der sich das Windprofil auf die Energiegewinnungsanlage zu bewegt und eine Totzeit t_tot berechnet, bis zu der das beabstandet gemessene Windprofil die Energiegewinnungsanlage erreicht.
In einer weiteren Ausführungsform der Erfindung ist es vorgesehen, dass die Rotorblätter einen von dem Steuergerät vorgegebenen aktuellen kollektiven Anstellwinkel aufweisen und die Störgrößenaufschaltung in Abhängigkeit der praeaktiven Windprofilmessung individuelle Anstellwinkel für jedes einzelne Rotorblatt vorsieht, so dass in Reaktion auf eine praeaktive Windprofilmessung der Nick- und Gierwinkel der Gondel derart eingestellt wird, dass Nick- und Giermomente minimal sind.
Ferner ist es vorgesehen, dass die Energiegewinnungsanlage eine Bremsvorrichtung in einem Antriebsstrang zur Abbremsung des Rotors und/oder der Wellen des Antriebsstrangs aufweist und die Steuereinrichtung in Reaktion auf eine Windprofilmessung die Rotorblätter in Segelstellung einstellt und den Rotor abbremst. Ferner sind Dämpfungsvorrichtungen zur Dämpfung von Schwingungen in dem Antriebsstrang der Windenergievorrichtung vorgesehen, wobei die Steuereinrichtung in Reaktion auf eine Windprofilmessung die Dämpfung von Schwingungen in dem Antriebsstrang verändern kann.
Ein Verfahren zur Steuerung einer Energiegewinnungsanlage, weist die folgenden Verfahrensschritte auf. Zunächst wird ein Windprofil in einem Abstand stromaufwärts der Energiegewinnungsanlage erfasst. Anschließend wird eine Totzeit bis zum Eintreffen des Windfeldes an der Energiegewinnungsanlage berechnet. Eine Steuereinrichtung nutzt die Messergebnisse des Windfeldes in einer Störgrößenaufschaltung, wobei die Störgrößenaufschaltung die Windprofilmessung derart verwendet, dass die Pitchwinkel der Rotorblätter individuell so eingestellt werden, dass bei Auftreffen des Windes die Belastungen minimiert werden. Außerdem erfolgen ein Messen von noch verbleibenden Belastungen an der Energiegewin nungsanlage. Diese Belastungen beruhen im wesentlichen auf Fehlern in den Annahmen der Störgrößenaufschaltung.
Vorzugsweise werden die Messwerte in einem Regler verwendet, welcher individuelle Pitchwinkel erzeugt, die zusätzlich an der Energiegewinnungsanlage eingestellt werden, um die verbliebenen Belastungen weiter zu reduzieren.
In einer Ausführungsform werden sowohl Windrichtung als auch Windgeschwindigkeiten in dem Abstand stromaufwärts der Energiegewinnungsanlage gemessen, um ein möglichst informatives Windprofil zu erzeugen. Windrichtung und Windgeschwindigkeiten können in einem Vektorfeld abgelegt werden.
Schließlich werden verstellbare Komponenten der Energiegewinnungsanlage derart eingestellt, dass die Energiegewinnungsanlage bei optimaler Energieerzeugung vor Beschädigungen geschützt wird. Zur Unterdrückung des Messrauschens werden die Windprofilmesswerte mit Hilfe eines Filters in der Steuereinrichtung gefiltert. Außerdem wird zur Berechnung der Totzeit, die vergeht bis das Windprofil die Energiegewinnungsanlage erreicht, eine mittlere Windgeschwindigkeit des Windprofils ermittelt, mit der sich das Windprofil auf die Energiegewinnungsanlage zu bewegt. Dabei wird die Reaktion der Störgrößenaufschaltung auf das gemessene Windprofil um die Totzeit verzögert.
In einer weiteren bevorzugten Durchführungsform der Erfindung wird für jedes einzelne Rotorblatt ein individueller Anstellwinkel bzw. Pitch mittels eines iterativen Verfahrens berechnet und bei Ablauf der Totzeit am Rotor eingestellt. Darüber hinaus werden für jedes Rotorblatt die zu erwartende Schubkraft und das zu erwartende Blattwurzelmoment aufgrund des praeaktiv gemessenen Windprofils ermittelt. Außerdem wird aufgrund des praeaktiven Windprofils das zu erwartende Nick- und/oder Giermoment ermittelt und präventiv die einzelnen Rotorblätter individuell nachgestellt.
Die Erfindung wird nun anhand der beigefügten Figuren näher erläutert.
1 zeigt eine Prinzipskizze einer Energiegewinnungsanlage gemäß einer Ausführungsform der Erfindung;
2 zeigt eine Steuereinrichtung für die Energiegewinnungsanlage gemäß 1.
1 zeigt eine stationäre Energiegewinnungsanlage 1 mit einem Rotor 2 und einer Gondel 3, die weitere Komponenten der Energiegewinnungsanlage zur Umwandlung von Windenergie in elektrische Energie aufweist. Die Energiegewinnungsanlage 1 ist dazu in einem Windfeld 4 angeordnet, das mit Hilfe einer an der Nabe 16 des Rotors 2 angeordneten praeaktiven Windmessvorrichtung 5 mit den Windrichtungen a bis h und unterschiedlichen Windgeschwindigkeiten, wie es das Windprofil 6 zeigt, erfasst wird. Die praeaktiv gemessenen Windverhältnisse sowie die gemessenen Schlag- und Schwenkmomente der Rotorblätter bzw. der Nick und Giermomente der Gondel werden in der Pitchregelung berücksichtigt und durch die entsprechende Anstellwinkelverstellung 14 der Rotorblätter 11 und 12 eingestellt. Dabei werden die Belastungsgrenzwerte der Komponenten 9 der Energiegewinnungsanlage berücksichtigt.
2 zeigt eine Steuereinrichtung 7 für die Energiegewinnungsanlage 1 unter Einwirkung eines beabstandet stromaufwärts der Energiegewinnungsanlage 1 gemessenen Windfeldes 4. Die stationäre Energiegewinnungsanlage 1 ist in dieser Ausführungsform der Erfindung eine Windkraftanlage (WKA), die einen IPC-Regler 18 (individual pitch control) aufweist, welcher an den Rotorblättern unterschiedliche Pitchwinkel beispielsweise β₁, β₂ und β₃ für einen dreiblättrigen Rotor einstellt. Demgegenüber wird bisher mit Standardreglern für WKA'n an allen Rotorblättern der gleiche Pitchwinkel eingestellt.
Der IPC-Regler erhält als Eingangssignale gemessene Belastungen der Energiegewinnungsanlage 1 wie Blattwurzelbiegemomente in Schlag- und/oder Schwenkrichtung, Gier- und/oder Nickmomente an der Rotorwelle usw. und ist so ausgelegt, dass er die gemessenen Belastungen und/oder daraus abgeleitete Kenngrößen durch das Einstellen individueller Pitchwinkel minimiert. Der IPC- Regler ist jedoch bisher reaktiv, so dass er erst immer dann reagiert, wenn eine Belastung bereits gemessen ist.
Erfindungsgemäß wird nun, wie 1 und 2 zeigen, im Vorfeld der Energiegewinnungsanlage 1 ein Windfeld 4 mit einer Windmessvorrichtung 5, wie einem LIDAR- oder einem SODAR-System, vermessen. Daraus berechnet Block 13, wie die Pitchwinkel β₁, β₂ und β₃ der Rotorblätter beim Auftreffen des Windfeldes eingestellt werden müssen, um die oben genannten Belastungen bzw. Kenngrößen zu minimieren.
Diese berechneten Pitchwinkel β₁, β₂ und β₃ werden nun von der Energiegewinnungsanlage 1 eingestellt. Dieser Signalpfad ist praeaktiv , d. h. er reagiert durch die Störgrößenaufschaltung 13, bevor überhaupt Belastungen reaktiv gemessen werden können. Dabei wird die Energiegewinnungsanlage 1 so eingestellt, dass im Moment des Auftreffens des gemessenen Windes die Belastungen der Komponenten innerhalb der gewünschten Grenzen bleiben. Durch diese Störgrößenaufschaltung 13 werden an der Energiegewinnungsanlage 1 nun wesentlich kleinere Belastungen gemessen werden.
Ganz lassen sich die Belastungen nicht vermeiden, da sich das Windfeld bis zum Auftreffen an der Energiegewinnungsanlage 1 verändert und Modellfehler nicht auszuschließen sind. Der IPC-Regler 18 muss nun nur noch diese kleineren Belastungen über seinen Signalpfad ausregeln. Insgesamt wird eine deutliche Belastungsreduktion erhalten im Vergleich zu einer herkömmlichen Energiegewinnungsanlage 1, bei welcher der Regler 18 ohne Störgrößenaufschaltung 13 auskommen muss. Die beiden Signalpfade werden an dem Addierer 17 zusammengeführt.

1: Energiegewinnungsanlage
2: Rotor
3: Gondel
4: Windfeld
5: praeaktive Windmessvorrichtung
6: Windprofil
7: Steuereinrichtung
9: Komponente der Energiegewinnungsanlage
10: Sensor
11: Rotorblatt
12: Rotorblatt
13: Störgrößenaufschaltung
14: Anstellwinkelverstellung
16: Nabe
17: Addierer
18: IPC-Regler

ZITATE ENTHALTEN IN DER BESCHREIBUNG
Diese Liste der vom Anmelder aufgeführten Dokumente wurde automatisiert erzeugt und ist ausschließlich zur besseren Information des Lesers aufgenommen. Die Liste ist nicht Bestandteil der deutschen Patent- bzw. Gebrauchsmusteranmeldung. Das DPMA übernimmt keinerlei Haftung für etwaige Fehler oder Auslassungen.
Zitierte Patentliteratur

- US 7281891 B2 [0002]
- EP 1770278 A2 [0003]

Claims

Stationäre Energiegewinnungsanlage mit einer Steuereinrichtung (7), einem Rotor (2) und einer Gondel (3), die weitere Komponenten der Energiegewinnungsanlage (1) zur Umwandlung von Windenergie in elektrische Energie aufweist, wobei – die Energiegewinnungsanlage (1) in einem Windfeld (4) angeordnet ist und eine auf der Anlage montierte praeaktive Windmessvorrichtung (5) aufweist; – die praeaktive Windmessvorrichtung (5) aktuelle Windprofile (6) stromaufwärts beabstandet von der Energiegewinnungsanlage (1) erfasst; – die Steuereinrichtung (7) eine Störgrößenaufschaltung (13) aufweist, welche die praeaktive Windprofilmessung derart verwendet, dass die Pitchwinkel der Rotorblätter individuell so voreingestellt sind, dass bei Auftreffen des praeaktiv gemessenen Windfeldes die Belastungen minimiert sind und – verbleibende Belastungen gemessen werden.
Energiegewinnungsanlage nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, dass die Windmessvorrichtung (5) ein praeaktives Windsensorsystem vorzugsweise ein LIDAR-System (light detection and ranging Anemometer) oder ein SODAR-System (sound detection and ranging Anemometer) aufweist.
Energiegewinnungsanlage nach Anspruch 1 oder Anspruch 2, dadurch, gekennzeichnet, dass Komponenten (9) der Energiegewinnungsanlage (1) Sensoren (10) aufweisen, welche die Belastungen der Komponenten (9) erfassen, und wobei die Sensoren (10) mit der Steuereinrichtung (7) über Signaltransfereinrichtungen in Verbindung stehen.
Energiegewinnungsanlage nach einem der vorhergehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass die Steuereinrichtung (7) mit Störgrößenaufschaltung (13) ein Filter in Bezug auf Messwerte der Windgeschwindigkeiten aufweist.
Energiegewinnungsanlage nach einem der vorhergehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass die Energiegewinnungsanlage (1) einen Rechner (13) aufweist, der mit Hilfe der praeaktiven Windmessvorrichtung (5) eine mittlere Windgeschwindigkeit und Windrichtung ermittelt, mit der sich das Windprofil (6) auf die Energiegewinnungsanlage (1) zu bewegt und eine Totzeit berechnet, bis zu der das beabstandet gemessene Windprofil (6) die Energiegewinnungsanlage (1) erreicht.
Energiegewinnungsanlage nach einem der vorhergehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass die Energiegewinnungsanlage (1) eine Vorrichtung zur Anstellwinkelverstellung (14) von Rotorblättern (11, 12) aufweist und die Steuereinrichtung (7) in Reaktion auf eine Windprofilmessung einen Anstellwinkel bzw. Pitch der Rotorblätter (11, 12) vorsieht.
Energiegewinnungsanlage nach einem der vorhergehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass die Rotorblätter (11, 12) von der Steuereinrichtung (7) vorgegebene aktuelle Anstellwinkel aufweisen und die Störgrößenaufschaltung (13) in Abhängigkeit der praeaktiven Windprofilmessung (5) zusätzliche individuelle Anstellwinkel für jedes Rotorblatt (11, 12) vorsieht.
Energiegewinnungsanlage nach einem der Ansprüche 1 bis 7, dadurch gekennzeichnet, dass die Energiegewinnungsanlage (1) eine Dämpfungsvorrichtung zur Dämpfung von Schwingungen in dem Antriebsstrang der Windenergievorrichtung aufweist und die Steuereinrichtung (7) in Reaktion auf eine Wind profilmessung (6) die Dämpfung von Schwingungen in dem Antriebsstrang verändert.
Verfahren zur Steuerung einer Energiegewinnungsanlage (1), das folgende Verfahrensschritte aufweist: – Erfassen eines Windprofils (6) in einem Abstand stromaufwärts der Energiegewinnungsanlage (1); – Berechnen einer Totzeit bis zum Eintreffen des Windprofils (4) an der Energiegewinnungsanlage (1); – Verwendung des verzögerten Windprofils in einer Störgrößenaufschaltung (13) einer Steuereinrichtung (7), wobei die Störgrößenaufschaltung (13) die Windprofilmessung derart verwendet, dass die Pitchwinkel der Rotorblätter (11, 12) individuell so eingestellt werden, dass bei Auftreffen des Windes Belastungen minimiert werden; – Messen von noch verbleibenden Belastungen an der Energiegewinnungsanlage (1).
Verfahren nach Anspruch 9, gekennzeichnet durch den weiteren Schritt – Verwenden der Messwerte für die verbliebenen Belastungen in einem Regler (18), welcher individuelle Pitchwinkel erzeugt, die zusätzlich an der Energiegewinnungsanlage (1) eingestellt werden, um die verbliebenen Belastungen weiter zu reduzieren.
Verfahren nach Anspruch 9 oder 10, dadurch gekennzeichnet, dass zum Erfassen des Windprofils (6) Windrichtung und Windgeschwindigkeit gemessen werden.
Verfahren nach Anspruch 9, 10 oder 11, dadurch gekennzeichnet, dass die Windprofilmesswerte mit einem Filter gefiltert werden, um ein Messrauschen zu unterdrücken.
Verfahren nach einem der Ansprüche 9 bis 12, dadurch gekennzeichnet, dass zur Berechnung der Totzeit eine mittlere Windgeschwindigkeit eines Windprofils (6), mit der sich das Windprofil (6) auf die Energiegewinnungsanlage (1) zu bewegt, ermittelt wird.
Verfahren nach einem der Ansprüche 9 bis 13, dadurch gekennzeichnet, dass die Reaktion der Störgrößenaufschaltung (13) auf das gemessene Windprofil (6) um die Totzeit verzögert wird.
Verfahren nach einem der Ansprüche 9 bis 14, dadurch gekennzeichnet, dass für jedes Rotorblatt (11, 12) ein individueller Anstellwinkel bzw. Pitch mittels eines iterativen Verfahrens berechnet und bei Ablauf der Totzeit eingestellt wird.
Verfahren nach einem der Ansprüche 9 bis 15, dadurch gekennzeichnet, dass für jedes Rotorblatt (11, 12) die zu erwartende Schubkraft aufgrund des praeaktiv gemessenen Windprofils (6) ermittelt wird.
Verfahren nach einem der Ansprüche 9 bis 16, dadurch gekennzeichnet, dass für jedes Rotorblatt (11, 12) das zu erwartende Blattwurzelmoment aufgrund des praeaktiv gemessenen Windprofils (6) ermittelt wird.
Verfahren nach einem der Ansprüche 9 bis 17, dadurch gekennzeichnet, dass für eine Gondel (3) der Energiegewinnungsanlage (1) das aufgrund des praeaktiv gemessenen Windprofils (6) zu erwartende Nick- und/oder Giermoment ermittelt wird.
Verfahren nach einem der Ansprüche 9 bis 18, dadurch gekennzeichnet, dass als Windmessvorrichtung (5) ein praeaktives Windsensorsystem vorzugsweise ein LIDAR-System (light detection and ranging Anemometer) oder ein SODAR-System (sound detection and ranging Anemometer) eingesetzt wird.
Verfahren nach einem der Ansprüche 9 bis 19, dadurch gekennzeichnet, dass Belastungen der Komponenten (9) der Energiegewinnungsanlage (1) mittels Sensoren (10) erfasst werden, die mit der Steuereinrichtung (7) über Signaltransfereinrichtungen in Verbindung stehen.
Verfahren nach einem der Ansprüche 9 bis 20, dadurch gekennzeichnet, dass in Bezug auf einen oberen Grenzwert der Windgeschwindigkeiten unter Berücksichtigung der Belastungsgrenzwerte der Rotorblätter (11, 12), die Rotorblätter (11, 12) in eine Segelstellung gedreht werden und der Antriebsstrang in der Gondel (3) gestoppt und/oder ausgekoppelt wird.
Verfahren nach einem der Ansprüche 9 bis 21, dadurch gekennzeichnet, dass die Steuereinrichtung (7) einen aktuellen kollektiven Anstellwinkel für die Rotorblätter vorgibt und die Störgrößenaufschaltung (13) in Abhängigkeit der praeaktiven aktuellen Windprofilmessung individuelle Anstellwinkel für jedes Rotorblatt (11, 12) vorsieht.
Verfahren nach einem der Ansprüche 9 bis 21, dadurch gekennzeichnet, dass die Störgrößenaufschaltung (13) vorzugsweise einen weiteren Anstellwinkel der Rotorblätter bzw. Pitch berechnet, welcher zu den bereits vorhandenen Anstellwinkeln hinzuaddiert wird.