DE102018007997A1

DE102018007997A1 - Verfahren und System zum Betreiben einer Windenergieanlage

Info

Publication number: DE102018007997A1
Application number: DE102018007997.0A
Authority: DE
Inventors: Svenja Fischer; Karsten Warfen; Björn Zastrow
Original assignee: Senvion GmbH
Current assignee: Senvion GmbH
Priority date: 2018-10-10
Filing date: 2018-10-10
Publication date: 2020-04-16
Also published as: WO2020074331A1

Abstract

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

Description

Die Erfindung betrifft ein Verfahren zum Betreiben einer Windenergieanlage, welche wenigstens zwei Rotorblätter aufweist, wobei Sensorsignale, die geeignet sind, eine Blattbelastung an den wenigstens zwei Rotorblättern zu charakterisieren, erfasst werden, eine Blattbelastung auf der Grundlage der erfassten Sensorsignale und einer Kalibrierfunktion ermittelt wird, und die Windenergieanlage, insbesondere die Einstellwinkel der wenigstens zwei Rotorblätter, auf der Grundlage der ermittelten Blattbelastung gesteuert wird.
Bei Steuer- bzw. Regelstrategien zur Minimierung von Belastungen einer Windenergieanlage kommt insbesondere eine Steuerung eines Einstellwinkels der Rotorblätter zum Einsatz. Vorzugsweise werden hierbei die Rotorblätter individuell während des Umlaufs in den Wind gedreht (gepitcht), so dass eine mechanische Gesamtlast, die über eine Rotornabe, eine Rotorwelle und eine Gondel auf einen Turm der Windenergieanlage eingeleitet wird, minimiert werden kann. In diesem Fall wird von einer individuellen Einstellwinkel-Steuerung gesprochen (Individual Pitch Control).
Insbesondere ist es hierbei vorteilhaft, wenn eine individuelle Blattbelastung, insbesondere ein Blattbiegemoment, für jedes Rotorblatt zur Steuerung bereitgestellt werden kann. In diesem Fall wird von einer Rotorblatt-Feedback-Regelung gesprochen (Blade Feedback Control).
Um Belastungsmessungen durchzuführen, werden üblicherweise Dehnungssensoren, beispielsweise Fiber-Bragg-Sensoren oder Dehnungsmessstreifen als Sensoren verwendet, die derart verschaltet werden, dass ausschließlich Biegedehnungen, nicht aber Normalkräfte aufgrund von Temperaturausdehnung oder Fliehkräften, berücksichtigt werden.
Sensoren zur Messung von Blattbelastungen können im Allgemeinen nicht exakt an jenem Ort angebracht werden, an dem diese nach theoretischen Betrachtungen angebracht sein sollen. Des Weiteren können Sensoren im Verlauf der Zeit ihre Eigenschaft ändern, so dass eine Kalibrierung der Sensoren notwendig ist.
Die Kalibrierung der Sensoren erfolgt üblicherweise statisch gegen das Schwerkraftbiegemoment aus der bekannten Masse und dem bekannten Schwerpunkt des Abstandes des Rotorblatts von der Messstelle bei waagerecht gestelltem Rotorblatt. Zur Bestimmung eines möglichen Offsets der Sensoren zur Messung der Blattbiegemomente wird das Rotorblatt vorzugsweise vertikal gestellt. Das Schlagbiegemoment des Rotorblatts, welches im Wesentlichen senkrecht zu einer Bezugsebene des Rotorblatts ist, oder das Schwenkbiegemoment, welches im Wesentlichen parallel zu einer Bezugsebene des Rotorblatts ist, ist hierbei durch Drehen des Blattstellwinkels um 90° ansprechbar.
Beim Betreiben der Windenergieanlage treten am Rotor Unwuchten auf. Die Unwuchten resultieren einerseits aus ungleichen Massenverteilungen im Rotor, insbesondere an den Rotorblättern der Windenergieanlage, zum Beispiel durch fertigungsbedingte oder verschleißbedingte ungleiche Massen der Rotorblätter, Flüssigkeitseinlagerungen an den Rotorblättern, zum Beispiel durch verstopfte Kondensatablauföffnungen oder auch Eisablagerungen. Andererseits treten aerodynamische Unwuchten auf, das heißt unterschiedliche, durch die Windanströmung an verschiedenen Rotorblättern zum gleichen Zeitpunkt hervorgerufene, Blattbelastungen an den verschiedenen Rotorblättern. Diese können beispielsweise durch fertigungsbedingt differierende Einstellwinkel der Rotorblätter, durch Unterschiede in der jeweiligen Blattverwindung, durch eine Beschädigung von Strömungselementen oder auch durch Verschleiß entstehen. Weiterhin liegen an verschiedenen Positionen, welche die Rotorblätter beim Umlauf durchlaufen, verschiedene Windbedingungen, sowohl bezüglich Windgeschwindigkeit als auch bezüglich Windrichtung, vor. Eine Ursache hierfür liegt beispielsweise in dem Höhenwindgradienten, da die Windgeschwindigkeit mit der Höhe im Allgemeinen ansteigt.
Die Unwuchten und die Asymmetrien in der Anströmung der einzelnen Rotorblätter führen sowohl zu umlauffrequenten Lastkomponenten (1P), welche mit der einfachen Drehfrequenz des Rotors auftreten und beispielsweise durch eine Massenunwucht des Rotors oder konstruktive Unterschiede zwischen den Rotorblättern entstehen, als auch zu blattfrequenten Lastkomponenten (3P), welche bei der Drehzahl des Rotors, multipliziert mit der Anzahl der Rotorblätter auftreten und beispielsweise durch Unsymmetrie bei der Anströmung des Rotors entstehen. Aufgrund der Steuerung der Windenergieanlage mittels einer Rotorblatt-Feedback-Regelung versucht die Steuerung, insbesondere die 1p-Lastkomponenten durch zyklische, umlauffrequente Verstellung der individuellen Einstellwinkel der Rotorblätter zu kompensieren, wodurch eine erhebliche, permanente Blattverstellaktivität hervorgerufen wird.
Es ist eine Aufgabe der Erfindung, eine Steuerung einer Windenergieanlage zu verbessern. Insbesondere ist es eine Aufgabe der Erfindung, eine Windenergieanlage mit geringem Verschleiß, insbesondere verschleißoptimiert, zu steuern.
Diese Aufgabe wird durch die Lehre der unabhängigen Ansprüche gelöst. Vorteilhafte Ausgestaltungen werden in den Unteransprüchen beansprucht.
Ein erster Aspekt der Erfindung betrifft ein Verfahren zum Betreiben einer Windenergieanlage, welche wenigstens zwei Rotorblätter aufweist, folgende Arbeitsschritte aufweisend: Erfassen von Sensorsignalen, weil die geeignet sind, Blattbelastungen an den Rotorblättern zu charakterisieren;
Ermitteln einer individuellen Blattbelastung, insbesondere eines Schlagbiegemoments, für jedes Rotorblatt auf der Grundlage der an dem jeweiligen Rotorblatt erfassten Sensorsignale und einer sensorindividuellen Angleichfunktion des jeweiligen Rotorblatts;
Steuern, insbesondere Regeln, der Windenergieanlage, insbesondere des Einstellwinkels der Rotorblätter, auf der Grundlage der ermittelten individuellen Blattbelastungen;
wobei wenigstens eine der sensorindividuellen Angleichfunktionen der Rotorblätter in der Weise angepasst wird, dass ein Unterschied zwischen den individuellen Blattbelastungen verschiedener Rotorblätter wenigstens verringert wird.
Entsprechend betrifft ein zweiter Aspekt der Erfindung ein System zum Betreiben einer Windenergieanlage, welche wenigstens zwei Rotorblätter aufweist, aufweisend:

eine Schnittstelle, eingerichtet zum Erfassen von Sensorsignalen, die geeignet sind, Blattbelastungen an den Rotorblättern zu charakterisieren;
Auswertungsmittel, eingerichtet zum Ermitteln einer individuellen Blattbelastung, insbesondere eines Schlagbiegemoments, für jedes Rotorblatt auf der Grundlage der an den jeweiligen Rotorblatt erfassten Sensorsignale und einer sensorindividuellen Angleichfunktion des jeweiligen Rotorblatts und zum Anpassen wenigstens einer der sensorindividuellen Angleichfunktionen der Rotorblätter in der Weise, dass ein Unterschied zwischen den individuellen Blattbelastungen verschiedener Rotorblätter wenigstens verringert wird;
Steuermittel der Windenergieanlage, eingerichtet zum Steuern der Windenergieanlage, insbesondere des Einstellwinkels der Rotorblätter, auf der Grundlage der ermittelten individuellen Blattbelastungen.

Weitere Aspekte der Erfindung betreffen ein entsprechendes Computerprogramm, ein Computer-lesbares Medium sowie eine Windenergieanlage.
Die in Bezug auf den ersten Aspekt der Erfindung im nachfolgenden erläuterten Merkmal und Vorteile gelten entsprechend auch für die weiteren Aspekte der Erfindung und umgekehrt.
Ein Einstellwinkel im Sinne der Erfindung ist vorzugsweise ein um eine Rotorblattlängsachse gemessener Winkel zwischen einer Bezugsebene eines Rotorblatts und einer von der Rotorblattlängsachse beim Drehen des Rotors überstrichenen Rotorebene, die bevorzugt senkrecht zur Rotorachse liegt oder bei Rotoren mit Konuswinkel eine Kegelmantelfäche darstellt. Vorzugsweise ist der Einstellwinkel dann als 0° definiert, wenn das Rotorblatt in Betriebsstellung ist, d. h. im Betrieb mit optimaler Schnelllaufzahl, die die maximale Leistung an der Rotorwelle liefert. Der Einstellwinkel kann alternativ oder zusätzlich auch als Winkel zwischen einer Rotorblattsehne, welche vorzugsweise zumindest im Wesentlichen von einer Rotorblattvorderkante zu einer Rotorblatthinterkante verläuft, an einem vordefinierten Profilschnitt des Rotorblatts und der oben genannten Rotorebene oder Kegelmantelfläche definiert sein.
Ein Schlagbiegemoment im Sinne der Erfindung tritt vorzugsweise senkrecht zu der Bezugsebene des Rotorblatts auf. Vorzugsweise ist dieses dann senkrecht zu der Rotorebene, wenn der Einstellwinkel des Rotorblatts 0° beträgt.
Ein Steuern einer Windenergieanlage im Sinne der vorliegenden Erfindung ist vorzugsweise ein Vorgeben von Sollwerten von Betriebsparametern der Windenergieanlage bei sich drehendem Rotor im Trudelbetrieb, bei welchem die Rotorblätter vorzugsweise in einer Fahnenstellung sind, oder im Produktionsbetrieb. Vorzugsweise ist das Steuern ein Regeln.
Eine Angleichfunktion im Sinne der Erfindung ist vorzugsweise eine Zuordnungsvorschrift zwischen Sensorsignalen oder Blattbelastungen als Eingangsgrößen und einer zwischen den Rotorblättern angeglichenen Blattbelastung als Ausgangsgröße.
Eine Kalibrierfunktion im Sinne der Erfindung ist vorzugsweise eine Zuordnungsvorschrift zwischen Sensorsignalen oder Blattbelastungen als Eingangsgrößen und einer justierten Blattbelastung als Ausgangsgröße.
Ein Gain im Sinne der Erfindung ist vorzugsweise ein Proportionalanteil einer Angleichfunktion und/oder einer Kalibrierfunktion.
Ein Mittel im Sinne der vorliegenden Erfindung kann hard- und/oder softwaretechnisch ausgebildet sein, insbesondere eine, vorzugsweise mit einem Speicher- und/oder Bussystem daten- bzw. signalverbundene, insbesondere digitale, Verarbeitungs-, insbesondere Mikroprozessoreinheit (CPU) und/oder ein oder mehrere Programme oder Programmmodule aufweisen. Die CPU kann dazu ausgebildet sein, Befehle, die als ein in einem Speichersystem abgelegtes Programm implementiert sind, abzuarbeiten, Eingangssignale von einem Datenbus zu erfassen und/oder Ausgangssignale an einen Datenbus abzugeben. Ein Speichersystem kann ein oder mehrere, insbesondere verschiedene, Speichermedien, insbesondere optische, magnetische, Festkörper- und/oder andere nicht-flüchtige Medien, aufweisen. Das Programm kann derart beschaffen sein, dass es die hier beschriebenen Verfahren verkörpert bzw. auszuführen imstande ist, so dass die CPU die Schritte solcher Verfahren ausführen kann und damit insbesondere eine Windenergieanlage steuern und/oder überwachen kann.
Eine Zeitkonstante im Sinne der Erfindung charakterisiert vorzugsweise eine charakteristische Zeitdauer oder Abklingdauer. Vorzugsweise kann die Zeitkonstante auch als Zeitraum angegeben werden.
Sensorindividuell im Sinne der Erfindung bedeutet vorzugsweise individuell für jede Sensoreinrichtung und/oder individuell für jedes Rotorblatt. Üblicherweise weist jedes Rotorblatt eine Sensoreinrichtung auf.
Die Erfindung basiert insbesondere auf dem Ansatz, periodische, insbesondere umlauffrequente, Veränderungen eines Einstellparameters, welcher zur Steuerung der Windenergieanlage verwendet wird, wenigstens zu verringern.
Erfindungsgemäß wird dies dadurch erreicht, dass die ermittelten individuellen Blattbelastungen, welche zum Steuern der Windenergieanlage, insbesondere des, vorzugsweise individuellen, Einstellwinkels der Rotorblätter eingesetzt werden, aneinander angeglichen werden. Bei der individuellen Blattbelastung handelt es sich dabei vorzugsweise um ein Schlagbiegemoment jedes Rotorblatts. Das Angleichen der Werte der individuellen Blattbelastung wird erfindungsgemäß durch eine Angleichfunktion bewerkstelligt, welche beim Ermitteln der individuellen Blattbelastung ausgehend von den erfassten Sensorsignalen berücksichtigt wird.
Durch das Angleichen der individuellen Blattbelastungen verschiedener Rotorblätter aneinander kann das umlauffrequente Verhalten der jeweils ermittelten individuellen Blattbelastung reduziert werden. Entsprechend wird auch das umlauffrequente Verhalten des Steuerparameters oder der Steuerparameter der Windenergieanlage, in welche die individuelle Blattbelastung als Eingangsparameter eingeht, reduziert. Auf diese Weise wird die periodische Variation des Steuerparameters während eines Umlaufzyklus verringert, im Idealfall werden statische periodische Variationen, welche insbesondere umlauffrequent auftreten, sogar vollständig beseitigt, indem die individuellen Blattbelastungen aneinander angeglichen werden. Entsprechend kann das erfindungsgemäße Angleichen der sensorindividuellen Blattbelastungen auch als Homogenisierung der individuellen Blattbelastungen bezeichnet werden.
Durch die Erfindung können Belastungen auf das Verstellsystems der Einstellwinkel der Rotorblätter, welche durch Steuereingriffe aufgrund von umlauffrequenten Lastkomponenten oder umlauffrequenten Messfehlern bei den Lastkomponenten hervorgerufen werden, reduziert werden.
Zusätzlich kann mit dem erfindungsgemäßen System ein Einfluss von Messfehlern auf die Steuerung der Windenergieanlage begrenzt werden. Beispielsweise würde die Abweichung einer Blattbelastung, welche durch eine Sensordrift oder einen Sensor, welcher sich langsam ablöst, hervorgerufen wird, durch die Verringerung des Unterschieds zwischen den individuellen Blattbelastungen wenigstens teilweise aufgefangen werden.
In einer weiteren vorteilhaften Ausgestaltung des erfindungsgemäßen Verfahrens wird die Zeitkonstante A derart gewählt, dass sich der Unterschied zwischen den individuellen Blattbelastungen über einen vordefinierten Zeitraum, über eine vordefinierte Anzahl von ermittelten Blattbelastungen oder über eine vordefinierte Anzahl von Rotorumdrehungen auf einen Wert kleiner und/oder gleich einem Grenzwert ε verringert, wobei der Grenzwert ε insbesondere Null ist. Hierdurch wird eine geglättete Steuerung der Windenergieanlage erreicht. Vorzugsweise ist der Grenzwert ε durch einen absoluten Wert oder einen Quotienten definiert. Weiter vorzugsweise beträgt der Grenzwert ε etwa 63 %.
Die Zeitkonstante A wird hierbei vorteilhaft so gewählt, dass die aus den dynamischen Windturbulenzen resultierenden Unterschiede zwischen den Belastungen der einzelnen Blätter erhalten bleiben, um sie als Grundlage für die Steuerung der einzelnen Blatteinstellwinkel zu nutzen, die statischen Unterschiede in den Belastungen der einzelnen Blätter, die zu periodischen 1p-Effekten führen, jedoch durch die Angleichfunktionen ausgeglichen werden.
Diese vorteilhafte Ausgestaltung bewirkt somit, die quasistatischen umlauffrequenten Effekte herauszufiltern, um die Blattverstellsysteme nicht unnötig zu belasten, die dynamischen umlauffrequenten Effekte jedoch zuzulassen, da sie die Grundlage für die lastreduzierende Einzelblatt-Verstellung sind.
In einer vorteilhaften Ausgestaltung des erfindungsgemäßen Verfahrens werden zum Anpassen der Angleichfunktion eine vordefinierte Anzahl an Werten der ermittelten individuellen Blattbelastungen anhand einer vordefinierten Zeitkonstante A, welche vorzugsweise einen vordefinierten Zeitabschnitt definiert, berücksichtigt, wobei vorzugsweise ein älterer Wert, insbesondere ein ältester Wert, nicht mehr berücksichtigt wird, sobald ein jüngerer Wert, insbesondere ein jüngster Wert, berücksichtigt wird. Jüngere Werte sind hierbei die zuletzt bestimmten Werte. Der jüngste Wert ist demnach der als letztes bestimmte Wert.
Ältere Werte der Blattbelastungen werden berücksichtigt, um Störeffekte durch Abweichen der Messwerte, sogenannter Einzelausreißer, zu verringern. Eine dauerhafte Abweichung der aus den Sensorsignalen ermittelten Blattbelastungen, welche ein Angleichen notwendig macht, wird jedoch durch den nach und nach zunehmenden Einfluss der jüngeren Werte berücksichtigt.
In einer weiteren vorteilhaften Ausgestaltung des erfindungsgemäßen Verfahrens werden zum Anpassen der Angleichfunktion jüngere Werte der individuellen Blattbelastungen höher gewichtet als ältere Werte der individuellen Blattbelastungen, vorzugsweise anhand einer vordefinierten Zeitkonstante A, welche vorzugsweise einen vordefinierten Zeitabschnitt definiert.
Durch die höhere Gewichtung jüngerer Werte der individuellen Blattbelastungen des Rotorblatts gegenüber älteren Werten wird erreicht, dass die Anpassung auf jeweils jüngste Veränderungen an den Sensoren oder den Rotorblättern, welches ein Nachführen des Angleichens notwendig macht, in ausreichendem Maße reagiert.
In einer weiteren vorteilhaften Ausgestaltung des erfindungsgemäßen Verfahrens wird die wenigstens eine der sensorindividuellen Angleichfunktionen kontinuierlich angepasst, insbesondere vor, während oder nach einem jeweiligen Steuervorgang einer Vielzahl von Steuervorgängen. Dies hat den Vorteil, dass eine Korrektur umlauffrequenter Effekte kontinuierlich fortgeführt werden kann und neue umlauffrequente Effekte durch umlauffrequente Lastkomponenten von Beginn an berücksichtigt werden können.
In einer weiteren vorteilhaften Ausgestaltung weist das erfindungsgemäße Verfahren des Weiteren den Arbeitsschritt des Ermittelns wenigstens eines Angleichparameters wenigstens einer der sensorindividuellen Angleichfunktionen auf der Grundlage des Unterschieds zwischen den individuellen Blattbelastungen der Rotorblätter auf. Ein solcher Angleichparameter, welcher vorzugsweise in der Form eines Faktors, insbesondere eines Gains, geführt ist, ermöglicht eine einfache Anpassung der individuellen Blattbelastung.
Entsprechend ist das Auswertungsmittel in einer vorteilhaften Ausgestaltung des erfindungsgemäßen Systems eingerichtet, wenigstens einen Angleichparameter wenigstens einer der sensorindividuellen Angleichfunktionen auf der Grundlage des Unterschieds zwischen den individuellen Blattbelastungen der Rotorblätter zu ermitteln.
In einer weiteren vorteilhaften Ausgestaltung des erfindungsgemäßen Verfahrens erfolgt beim Anpassen der wenigstens einen der sensorindividuellen Angleichfunktionen eine Wichtung von Werten der ermittelten Blattbelastung in der Weise, dass neue Werte eine Änderung der ermittelten individuellen Blattbelastung eines Rotorblatts bewirken, welche einen vorbestimmten Grenzwert ζ nicht übersteigt. Auch hierdurch kann ein geglättetes Steuerverhalten der Windenergieanlage verwirklicht werden. Vorzugsweise ist der Grenzwert ζ durch einen absoluten Wert oder einen Quotienten definiert.
In einer weiteren vorteilhaften Ausgestaltung des erfindungsgemäßen Verfahrens erfolgt die Wichtung in der Weise, dass eine Änderung der ermittelten individuellen Blattbelastung eines Rotorblatts über den vorbestimmten Grenzwert ζ hinaus eine Vielzahl an Werten erfordert, insbesondere wenigstens ein Drittel der zur Anpassung berücksichtigten Werte. Auch hierdurch wird ein besonders geglättetes Steuerverhalten der Windenergieanlage erreicht. Insbesondere können auf diese Weise Sprünge bei der Sollwert-Vorgabe für die Einstellparameter der Windenergieanlage vermieden werden. Ein solcher Einstellparameter ist beispielsweise ein individueller Einstellwinkel für ein Rotorblatt.
In einer weiteren vorteilhaften Ausgestaltung wird beim Berücksichtigen der Werte eine Verzögerungsfunktion, insbesondere eine Funktion eines PT1-Glieds, abgebildet.
Ein PT1-Glied im Sinne der Erfindung ist vorzugsweise eine Übertragungsfunktion mit proportionalem Übertragungsverhalten mit Verzögerung erster Ordnung. Vorzugsweise ist die zeitliche Antwort eines PT1-Glieds in Bezug auf einen Eingangswert im zeitlichen Verlauf eine Exponentialfunktion.
Eine Wichtung A der Angleichvorgänge beträgt demnach anfänglich K und nimmt nach und nach im zeitlichen Verlauf ab, je länger die Angleichvorgänge zurückliegen. Mathematisch kann dieser Verlauf durch die folgende Beziehung beschrieben werden: $A (t) = K \cdot e^{- t / T}$
K gibt hierbei den anfänglichen Wert an, T ist eine vordefinierte Zeitkonstante des PT1-Glieds. Der zuletzt berücksichtigte Wert, d.h. der jüngste Wert, liegt bei t=0. Die Wichtung der Werte nimmt ab, je älter die Werte sind.
Die Verwendung einer Verzögerungsfunktion bewirkt eine besonders vorteilhafte Glättung des Steuerverhaltens der Windenergieanlage.
In einer weiteren vorteilhaften Ausgestaltung des erfindungsgemäßen Verfahrens wird die wenigstens eine der sensorindividuellen Angleichfunktionen ausschließlich dann angepasst, wenn beim Erfassen der Sensorsignale vordefinierte Kriterien, insbesondere in Bezug auf die Betriebsbedingungen und/oder einen Betriebszustand der Windenergieanlage, erfüllt sind. Durch ein Berücksichtigen von vordefinierten Kriterien beim Angleichen der individuellen Blattbelastung kann gewährleistet werden, dass nur solche umlauffrequenten Effekte der Steuerung der Windenergieanlage unterdrückt werden, welche für den Arbeitsbereich der Windenergieanlage relevant sind. Der Arbeitsbereich kann hierbei beliebig eingegrenzt werden. Auf diese Weise kann insbesondere verhindert werden, dass ein Anpassen außerhalb des Betriebsbereichs einer Anpassung im Betriebsbereich entgegenwirkt.
In einer weiteren vorteilhaften Ausgestaltung des erfindungsgemäßen Verfahrens werden beim Anpassen der wenigstens einen der sensorindividuellen Angleichfunktionen nur solche Werte in der individuellen Blattbelastung berücksichtigt, bei denen beim Erfassen der Sensorsignale Einstellwinkel der Rotorblätter im Wesentlichen der leistungsoptimierten Betriebsstellung bei optimaler Schnelllaufzahl entsprechen, insbesondere wenn ein kollektiver Einstellwinkel der Rotorblätter unterhalb eines vordefinierten Einstellwinkelgrenzwerts liegt, insbesondere kleiner als etwa 4° ist.
Weiter vorzugsweise werden beim Anpassen der wenigstens einen der sensorindividuellen Angleichfunktionen nur solche Werte der individuellen Blattbelastung berücksichtigt, bei denen die Rotordrehzahl beim Erfassen der Sensorsignale oberhalb eines vordefinierten Drehzahlgrenzwerts, insbesondere oberhalb von etwa 70 % der Nenndrehzahl, liegt.
Weiter vorzugsweise werden beim Anpassen der wenigstens einen der sensorindividuellen Angleichfunktionen nur solche Werte der individuellen Blattbelastung berücksichtigt, bei denen die Leistung beim Erfassen der Sensorsignale oberhalb eines vordefinierten Leistungsgrenzwerts, insbesondere oberhalb von etwa 40 % der Nennleistung, liegt.
Die genannten Kriterien bewirken, dass zur Bestimmung des Angleichparameters im Wesentlichen Werte im oberen Lastbereich der Windenergieanlage berücksichtigt werden. Dies gewährleistet einen stabilen und konvergenten Angleichvorgang.
In einer weiteren vorteilhaften Ausgestaltung weist das erfindungsgemäße Verfahren des Weiteren die folgenden Arbeitsschritte auf:

Abgleichen des Werts des Angleichparameters mit jeweils einem vordefinierten Grenzwert η, insbesondere 0,85 < η < 1,15, bevorzugt 0,92 < η < 1,08, besonders bevorzugt 0,94 < η < 1,06; und
Ausgeben einer Statusmitteilung, insbesondere einer Warnmeldung oder Fehlermeldung, wenn der Angleichparameter den jeweils vordefinierten Grenzwert η erreicht und/oder über- oder unterschreitet.

Entsprechend ist das Auswertungsmittel in einer vorteilhaften Ausgestaltung des erfindungsgemäßen Systems eingerichtet, den Wert des Angleichparameters mit jeweils einem vordefinierten Grenzwert η, insbesondere 0,85 < η < 1,15, bevorzugt 0,92 < η < 1,08, besonders bevorzugt 0,94 < η < 1,06, abzugleichen und eine Statusmitteilung, insbesondere eine Warnmeldung oder Fehlermeldung, auszugeben, wenn der Angleichparameter den jeweils vordefinierten Grenzwert η erreicht und/oder über- oder unterschreitet.
Ergibt sich beim Angleichen der individuellen Blattbelastung ein divergentes Verhalten, so ist dies beispielsweise ein Zeichen dafür, dass eines der Rotorblätter eine Beschädigung aufweist, welche zunimmt und/oder sich ausbreitet, dass einer der Sensoren bzw. Sensoreinrichtungen an den Rotorblättern defekt ist, oder auch dass ein Verstellsystem der Windenergieanlage defekt ist. In diesen Fällen ist es von Vorteil, wenn eine Statusmitteilung ausgegeben wird. Vorzugsweise wird gleichzeitig der Betrieb der Windenergieanlage eingestellt. Die Windenergieanlage muss in diesem Fall überprüft werden, um die weitere Funktion sicherzustellen.
In einer weiteren vorteilhaften Ausgestaltung des erfindungsgemäßen Verfahrens umfasst das Steuern ein Bestimmen eines individuellen Einstellwinkel-Sollwerts für jedes Rotorblatt und der Einstellwinkel jedes Rotorblatts wird auf der Grundlage dieses individuellen Einstellwinkel-Sollwerts eingestellt. Eine Steuerung einer Windenergieanlage mit individuellen Einstellwinkeln ist vorteilhaft, da Besonderheiten der einzelnen Rotorblätter bei der Steuerung berücksichtigt werden können. Insbesondere werden hierfür die sensorindividuellen Blattbelastungen im Rahmen einer Rotorblatt-Feedback-Regelung herangezogen.
In einer weiteren vorteilhaften Ausgestaltung des erfindungsgemäßen Verfahrens werden alle sensorindividuellen Angleichfunktionen angepasst, wobei eine Angleichfunktion zum Ermitteln der Blattbelastung pro Rotorblatt berücksichtigt wird. In diesem Fall weist das erfindungsgemäße Verfahren vorzugsweise des Weiteren den Arbeitsschritt des Ermittelns einer mittleren Blattbelastung auf der Grundlage der individuellen Blattbelastung aller Rotorblätter auf, wobei die sensorindividuellen Angleichfunktionen auf der Grundlage der mittleren Blattbelastung angepasst werden. Vorzugsweise werden dabei die Angleichparameter der sensorindividuellen Angleichfunktionen auf der Grundlage eines Unterschieds zwischen individuellen Blattbelastungen der Rotorblätter und der mittleren Blattbelastung ermittelt. In diesem Fall dient die mittlere Blattbelastung als Bezugspunkt zum Anpassen der individuellen Blattbelastungen. Insbesondere bei mehr als zwei Rotorblättern ist ein solcher gemeinsamer Bezugspunkt von Vorteil.
Entsprechend ist das Auswertungsmittel in einer vorteilhaften Ausgestaltung des erfindungsgemäßen Systems eingerichtet, eine mittlere Blattbelastung auf der Grundlage der individuellen Blattbelastung aller Rotorblätter zu ermitteln, wobei die sensorindividuellen Angleichfunktionen auf der Grundlage der mittleren Blattbelastung angepasst werden.
In einer vorteilhaften Ausgestaltung des erfindungsgemäßen Verfahrens erfolgt das Ermitteln der individuellen Blattbelastung zusätzlich auf der Grundlage einer Kalibrierfunktion, wobei die Kalibrierfunktion mittels Kalibriervorgängen auf der Grundlage der ermittelten Blattbelastung angepasst wird, wobei jüngere Kalibriervorgänge in Abhängigkeit von einer vordefinierten Zeitkonstante B, welche vorzugsweise einen vordefinierten Zeitraum charakterisiert, höher gewichtet werden als ältere Kalibriervorgänge, wobei die Zeitkonstante B in Bezug auf die Kalibrierfunktion vorzugsweise kleiner ist als die Zeitkonstante A in Bezug auf die Angleichfunktionen, insbesondere 1,5 bis 2,5 mal kleiner. Durch die unterschiedlichen Zeitkonstanten wird gewährleistet, dass das erfindungsgemäße Angleichen der individuellen Blattbelastung schneller von statten geht als ein Nachkalibrieren einer Sensoreinrichtung bzw. eines Sensors. Ist die Kalibrierung abgeschlossen und liegt keine grundlegende Störung, wie z. B. eine defekte Sensoreinrichtung oder vom Entwurfsziel abweichende Rotorblatteigenschaften, vor, so sollte die erfindungsgemäße Angleichung von Unterschieden der individuellen Blattbelastung überflüssig sein und der Angleichparameter jeder sensorindividuellen Angleichfunktion 1 sein.
Weitere Vorteile und Merkmale ergeben sich aus den Ausführungsbeispielen, welche in Bezug auf die Figuren beschrieben werden. Hierbei zeigt wenigstens teilweise schematisiert:

1 eine Windenergieanlage mit einem System zum Betreiben der Windenergieanlage; und
2 ein Verfahren zum Betreiben der Windenergieanlage nach 1.

1 zeigt eine Windenergieanlage 1 mit einem Turm 6, auf welchem ein Turmkopf in Form einer Maschinengondel 5 angebracht ist. Die Maschinengondel 5 ist um eine vertikale Drehachse A drehbar, um der jeweiligen Windrichtung WR, angedeutet durch einen Pfeil, nachgeführt werden zu können.
An der Maschinengondel 5 ist ein Rotor 2 um eine Rotorachse R drehbar gelagert. Dieser Rotor weist drei Rotorblätter 3a, 3b, 3c auf, mittels welcher eine Rotornabe 4 bei Einwirken des Windes in Rotation versetzt wird. Der Rotor 2 ist vorzugsweise über ein Getriebe (nicht dargestellt) mit einer Generatoreinrichtung (nicht dargestellt) gekoppelt, um elektrische Energie zu erzeugen.
Die Rotorblätter 3a, 3b, 3c sind jeweils um eine Rotorblattlängsachse E schwenkbar, wobei der Grad des Verschwenkens durch einen Einstellwinkel angegeben wird.
Die Windenergieanlage 1 weist des Weiteren ein System 10 zum Betreiben der Windenergieanlage mit mehreren Komponenten auf, in der 1 durch die geschweifte Klammer dargestellt.
Das System 10 weist des Weiteren vorzugsweise Sensoreinrichtungen 30a, 30b auf, welche jeweils an einem der Rotorblätter 3a, 3b, 3c angeordnet sind, um die Blattbelastung an dem jeweiligen Rotorblatt 3a, 3b, 3c zu erfassen.
Sensorsignale S (nicht in 1 dargestellt) mit Sensordaten werden in dem System 10 erfasst und mittels einer Schnittstelle 20 und an ein Auswertungsmittel 40 weitergereicht.
Dieses Auswertungsmittel 40 ist dazu eingerichtet, auf der Grundlage der Sensorsignale S Blattbelastungen M1, M2, M3 (ebenfalls nicht in 1 dargestellt) an den Rotorblättern 3a, 3b, 3c zu ermitteln.
Ein Steuermittel 50 des Systems 10 ist dazu eingerichtet, auf der Grundlage der ermittelten Blattbelastungen M1, M2, M3 der Rotorblätter 3a, 3b, 3c die Windenergieanlage 1, insbesondere die Einstellwinkel der Rotorblätter 3a, 3b, 3c um die jeweilige Rotorblattlängsachse E, einzustellen. Auf diese Weise wird ein sicherer, verschleiß- und/oder ertragsoptimierter Betrieb der Windenergieanlage 1 gewährleistet.
Die gezeigte Anordnung der Elemente 20, 40 und 50 ist beispielhaft zu verstehen, in einer vorteilhaften Ausführungsform können auch Teilfunktionen oder die gesamte Funktionalität der Elemente 20 und 40 benachbart zum Steuermittel 50 in der Rotornabe angeordnet sein, oder Teilfunktionen des Steuermittels 50 benachbart zu den Elementen 20 und 40 in der Maschinengondel.
Ein von dem erfindungsgemäßen System 10 ausgeführtes Verfahren 100 zum Betreiben der Windenergieanlage 1 ist in 2 mittels eines Blockdiagramms dargestellt. Entsprechend weist das System 10 Mittel oder Module auf, insbesondere das Auswertungsmittel 50, welche hardwaretechnisch oder softwaretechnisch implementiert und eingerichtet sind, um ein solches Verfahren 100 computergestützt auszuführen.
Vorzugsweise umfasst ein Vorgang zum Steuern der Windenergieanlage 1 auf der Grundlage der Blattbelastung M1, M2, M3 der Rotorblätter 3a, 3b, 3c drei grundlegende Arbeitsschritte.
So werden in einem ersten Arbeitsschritt 101 Sensorsignale S der Sensoreinrichtungen 30a, 30b erfasst. Diese Sensorsignale S charakterisieren eine an den Rotorblättern 3a, 3b, 3c anliegende Blattbelastung M1, M2, M3, insbesondere ein Schlagbiegemoment. Anhand dieser Sensorsignale S werden die Schlagbiegemomente M1, M2, M3 an den Rotorblättern 3a, 3b, 3c mittels einer Zuordnungsvorschrift in einem zweiten Arbeitsschritt 102 bestimmt. Schließlich werden die Einstellwinkel der Rotorblätter 3a, 3b, 3c individuell auf der Grundlage der jeweils ermittelten Schlagbiegemomente M1, M2, M3 und etwaiger weiterer Steuerparameter der Windenergieanlage 1 in einem dritten Arbeitsschritt 103 ermittelt.
Wie eingangs ausgeführt, stellen statische umlauffrequente Effekte bei der Steuerung von Windenergieanlagen mit einer blade feedback-Regelung ein Problem dar, weil sie zu erhöhten Belastungen und Verschleiß in den Blattverstellsystemen der Windenergieanlage führen.
Aus diesem Grund wird in dem Verfahren 100 zusätzlich zu den Sensorsignalen S eine Angleichfunktion bei der Berechnung der jeweiligen individuellen Blattbelastung M1, M2, M3 berücksichtigt. Diese Angleichfunktion wird insbesondere als Kalibrierterm in einer Zuordnungsvorschrift zwischen den Sensorsignalen S als Eingangsgröße und den individuellen Blattbelastungen M1, M2, M3 als Ausgangsgröße berücksichtigt. Vorzugsweise gibt es mehrere Angleichfunktionen, wobei die Angleichfunktionen sensorindividuell bzw. individuell für jedes Rotorblatt 3a, 3b, 3c sind. Weist ein Rotor 2 drei Rotorblätter 3a, 3b, 3c auf, so sind in dem Auswertungsmittel 40 vorzugsweise auch drei verschiedene Angleichfunktionen hinterlegt. Wenigstens aber sollten in Abhängigkeit einer Anzahl Z der Rotorblätter wenigstens Z-1 sensorindividuelle Angleichfunktionen bei einer Windenergieanlage 1 zum Einsatz kommen.
Die Angleichfunktionen bzw. Angleichterme bewirken insbesondere, dass Unterschiede zwischen den Werten der individuellen Blattbelastungen M1, M2, M3 verschiedener Rotorblätter 3a, 3b, 3c wenigstens verringert oder über eine ausreichend lange Mittelungszeit betrachtet sogar vollständig angeglichen werden. Dieser Effekt wird im Folgenden als Angleichen bezeichnet.
Vorzugsweise weisen die Angleichterme wenigstens einen Angleichparameter AP auf. Im Falle eines linearen Angleichterms ist dieser Angleichparameter ein sogenannter Gain-Parameter oder Gain.
Vorzugsweise weist die Zuordnungsvorschrift zur Ermittlung des individuellen Blattbiegemoments M1, insbesondere des Schlagbiegemoments, eines ersten Rotorblatts 3a dabei folgende Form auf: $M 1 (S) = Gain \cdot m \cdot S + C,$
wobei m ein Umrechnungsfaktor von jenem Teil der Sensorsignale S, welche das erste Rotorblatt 3a betreffen, zur Blattbelastung M ist, Gain der Angleichparameter und in diesem Fall gleichzeitig der Angleichterm ist und C ein konstanter Offset ist. Bei einem optimal kalibrierten System unter optimalen Betriebsbedingungen, beispielsweise ohne Toleranzen in der Rotorblattproduktion und der Rotorblattjustierung, bei dem an allen Rotorblättern stets der gleiche Wert der Biegemomente anliegt, wäre der Gain 1.
Der Angleichterm wird vorzugsweise kontinuierlich angepasst. Insbesondere wird der wenigstens eine Angleichparameter AP hierbei kontinuierlich auf der Grundlage der zum Steuern der Windenergieanlage erfassten Sensorsignale S in einem Arbeitsschritt 105a nachgestellt. Dies ist insbesondere vorteilhaft, da die Sensoreinrichtung 40a, 40b im Verlauf der Zeit ihre Eigenschaften ändern können (Sensordrift). Auch ist es möglich, dass die Rotorblätter 3a, 3b, 3c oder auch eine Einrichtung zum Verstellen des Einstellwinkels der Rotorblätter 3a, 3b, 3c beschädigt werden, was beispielweise neue massenbedingte Unwuchten zur Folge haben kann. Auch aerodynamische Unwuchten können sich ändern, beispielsweise wenn aerodynamische Anbauteile an den Rotorblättern wie Spoiler oder Vortexgeneratoren abfallen. All diese Veränderungen können neue umlauffrequente Effekte zur Folge haben. Diese können durch Anpassen bzw. Nachstellen des wenigstens einen Angleichparameters AP wiederum wenigstens verringert werden.
Zum Ermitteln des wenigstens einen Angleichparameters AP wird in Arbeitsschritt 105a vorzugsweise ein Unterschied zwischen den individuellen Blattbelastungen M1, M2, M3 wenigstens zweier Rotorblätter 3a, 3b, 3c der Windenergieanlage 1, insbesondere des individuellen Schlagbiegemoments, bestimmt. Die jeweiligen Schlagbiegemomente M1, M2, M3 werden dabei mit dem in diesem Moment gültigen Angleichterm ermittelt. Anschließend wird der Angleichterm, insbesondere dessen Angleichparameter AP, so gewählt, dass der Unterschied zwischen den Werten der individuellen Schlagbiegemomente verringert wird oder über eine ausreichend lange Mittelungszeit betrachtet sogar vollständig aufgehoben wird. Kommt nur eine sensorindividuelle Angleichfunktion zum Einsatz, so wird vorzugsweise nur eines der Schlagbiegemomente M1 an das andere der Schlagbiegemomente M2 angeglichen.
Vorzugsweise, insbesondere bei Windenergieanlagen 1 mit mehr als zwei Rotorblättern 3a, 3b, 3c, wird ein Angleichen der Schlagbiegemomente M1, M2, M3 der Rotorblätter 3a, 3b, 3c mittels eines Mittelwerts M durchgeführt, welcher in einem zusätzlichen Arbeitsschritt 104 berechnet wird, wie in 2 strichliert dargestellt ist. Die individuellen Schlagbiegemomente M1, M2, M3 werden dann jeweils mit dem mittleren Schlagbiegemoment M verglichen und der jeweilige Angleichterm, insbesondere der jeweilige Angleichparameter AP, in dem Arbeitsschritt 105a in der Weise gewählt, dass die Unterschiede zwischen den jeweiligen Schlagbiegemomenten M1, M2, M3 verringert, insbesondere beseitigt, werden.
Unabhängig davon, ob ein oder mehrere Angleichfunktionen beim Angleichen der Werte der individuellen Blattbelastungen M1, M2, M3 zum Einsatz kommen, wird zur Bestimmung des jeweiligen Angleichparameters AP eines jeweiligen Rotorblatts 3a, 3b, 3c vorzugsweise eine Verzögerungsfunktion, insbesondere eine Funktion, welche ein Verhalten eines PT1-Glieds aufweist, eingesetzt.
Die Verzögerungsfunktion hat vorzugsweise die Eigenschaft, dass jeweils eine vordefinierte Anzahl an Werten der ermittelten individuellen Schlagbiegemomente M1, M2, M3 dieses Rotorblatts 3a, 3b, 3c berücksichtigt werden. Alternativ wird nicht die Anzahl vordefiniert, sondern eine Zeitkonstante A, welche vorzugsweise einen vordefinierten Zeitabschnitt definiert. Beim Bestimmen des Angleichparameters AP werden dann alle in diesem Zeitraum ermittelten Werte der Blattbiegemomente M1, M2, M3 des jeweiligen Rotorblatts 3a, 3b, 3c herangezogen.
Vorzugsweise weist eine solche Verzögerungsfunktion ein Verhalten eines FIFO-Datenspeichers bzw. eines Ringspeichers auf. Hierbei werden, je nach vordefinierter Anzahl oder vordefiniertem Zeitabschnitt, ältere Werte des jeweiligen Schlagbiegemoments M1, M2, M3 beim Bestimmen des Angleichparameters AP dann nicht mehr berücksichtigt, sobald ein jüngerer Wert desselben Schlagbiegemoments M1, M2, M3, welcher aktuell ermittelt wurde, bei der Bestimmung des Angleichparameters AP neu berücksichtigt wird. Des Weiteren vorzugsweise werden durch die Verzögerungsfunktion jüngere Werte des jeweiligen Schlagbiegemoments bei der Berechnung des Angleichparameters AP höher gewichtet als ältere Werte. Auch die Wichtung zwischen jüngeren und älteren Werten hängt vorzugsweise von der Zeitkonstanten A ab.
Beide Maßnahmen bewirken eine statistische Ausmittelung der Werte des Angleichparameters, welche insbesondere die Signifikanz kurzzeitiger Betriebspunktabweichungen bzw. Messabweichungen herabsetzen.
Als Zeitkonstante A kann beispielsweise ein Zeitabschnitt von etwa 1200 Sekunden angesetzt werden.
Des Weiteren kann in der Verzögerungsfunktion vorgesehen sein, dass beim Anpassen der wenigstens einen der sensorindividuellen Angleichfunktionen die Wichtung von Werten der ermittelten Biegemomente in der Weise erfolgt, dass neu berücksichtigte Werte eine Änderung des jeweiligen Angleichparameters bewirken, welche einen vorbestimmten Grenzwert ζ nicht übersteigt. Vorzugsweise erfordert eine Änderung über diesen vorbestimmten Grenzwert ζ hinaus eine Vielzahl an neu berücksichtigten Werten des Schlagbiegemoments M1, M2, M3, insbesondere wenigstens ein Drittel der zur Anpassung eines Angleichterms berücksichtigten Werte.
Durch den Einsatz von Verzögerungsfunktionen beim Angleichen der Schlagbiegemomente M1, M2, M3 verschiedener Rotorblätter 3a, 3b, 3c können statistisch hochwertige Ergebnisse erzielt werden. Des Weiteren kann ein Einfluss von kurzzeitigen Fehlmessungen oder Effekten, wie beispielsweise eines temporären Eisansatzes, auf die zukünftige Berechnung des Schlagbiegemoments M gering gehalten werden.
Vorzugsweise werden beim Anpassen der sensorindividuellen Angleichfunktion bzw. beim Bestimmen des Angleichparameters AP solche Werte des jeweiligen Schlagbiegemoments M1, M2, M3 berücksichtigt, bei welchen während des Erfassens der Sensorsignale S, welche den jeweiligen ermittelten individuellen Blattbelastungen M1, M2, M3 zugrunde liegen, vordefinierte Kriterien, insbesondere in Bezug auf die Betriebsbedingungen und/oder einen Betriebszustand der Windenergieanlage 1, erfüllt sind. Die vordefinierten Kriterien dienen als Randbedingung für das Berücksichtigen relevanter Messungen. Beispielhafte Kriterien sind hierbei der Einstellwinkel der Rotorblätter 3a, 3b, 3c, eine Rotordrehzahl des Rotors 2 oder auch eine erbrachte Leistung der Windenergieanlage 1.
Vorzugsweise werden zum Berechnen des Angleichparameters AP nur solche Werte des jeweiligen Schlagbiegemoments M1, M2, M3 des jeweiligen Rotorblatts 3a, 3b, 3c berücksichtigt, bei welchen ein kollektiver Einstellwinkel unterhalb eines vordefinierten Einstellwinkelgrenzwerts von weniger als 4° liegt. Vorzugsweise sollte des Weiteren die Rotordrehzahl oberhalb eines vordefinierten Drehzahlgrenzwerts von 70 % der Nenndrehzahl liegen, und die Leistung sollte oberhalb eines vordefinierten Leistungsgrenzwerts von etwa 40 % der Nennleistung liegen. Die genannten Kriterien bewirken, dass zur Bestimmung des Angleichparameters AP im Wesentlichen Werte im oberen Lastbereich der Windenergieanlage 1 berücksichtigt werden. Verstellvorgänge der Steuerung der Windenergieanlage 1, insbesondere eine Veränderung des Einstellwinkels der Rotorblätter 3a, 3b, 3c, haben auf die Schlagbiegemomente M1, M2, M3 in diesem Betriebsbereich nur wenig Einfluss, so dass die zum Einstellen des Angleichparameters berücksichtigten Werte des jeweiligen Schlagbiegemoments M1, M2, M3 über einen gewissen Zeitraum im Wesentlichen gleich sind oder zumindest in der gleichen Größenordnung liegen.
Vorzugsweise wird ein Zeitraum des Vorliegens dieser Randbedingungen in dem Verfahren 100 mittels eines Zeitzählers gemessen. Um Werte über einen Zeitraum, welcher durch die Zeitkonstante A definiert wird, zu berücksichtigen, kann daher ein realer Zeitabschnitt, welcher durch diese Zeitkonstante A vorgegeben wird, wesentlich länger sein als dieser Zeitraum. Beispielsweise kann ein PT1-Glied mit einer eingestellten Zeitkonstante A = 1200 Sekunden zur Bestimmung des Angleichparameters einen realen Zeitabschnitt von mehreren Tagen in der Vergangenheit berücksichtigen, wenn im Schnitt nur zweimal pro Tag für einen Zeitraum von wenigen Sekunden Messungen unter den vorgegebenen Randbedingungen ausgeführt werden können. Vorzugsweise ist die Zeitkonstante A in der Weise gewählt, dass etwa 10 bis 30 Rotorumdrehungen beim Ermitteln des Angleichparameters berücksichtigt werden. Auf diese Weise können zeitliche und örtliche Schwankungen der Windgeschwindigkeit und der Windrichtung ausgemittelt werden.
Mitarbeiter, welche Reparaturen an der Windenergieanlage 1 vornehmen, können den Zeitzähler und Angleichterme, insbesondere die Angleichparameter AP, vorzugsweise wieder zurücksetzen. Dies wird insbesondere dann gemacht, wenn Veränderungen an den Einstellparametern oder konstruktive Änderungen an der Windenergieanlage 1 vorgenommen wurden.
Nach einem Neustart, insbesondere nach einem Zurücksetzen in einen Default-Zustand, der Windenergieanlage 1 kommen vorzugsweise kleinere Zeitkonstanten A zum Einsatz als im laufenden Betrieb. Hierdurch kann eine relativ schnelle, wenn auch statistisch ungenauere, Anpassung der Angleichfunktion nach einem Neustart erfolgen. Der laufende Betrieb wird hierbei vorzugsweise als Betrieb nach einem Zeitraum nach dem Neustart definiert, welcher ein bis zehn Mal dem Wert der Zeitkonstanten bei Neustart entspricht. Vorzugsweise kann ein Wertepaar für die Zeitkonstanten A_klein = 120 Sekunden und A_groß = 1200 Sekunden betragen. Die Umschaltung erfolgt dann vorzugsweise automatisch, wenn die von dem Zeitzähler erfasste Zeit ein Mehrfaches der kleineren Zeitkonstante A_klein der PT1-Gliedeinstellung überschreitet.
Vorzugsweise werden in dem Verfahren 100 für den wenigstens einen Angleichparameter AP Grenzwerte η vorgegeben. In einem Arbeitsschritt 106 wird der wenigstens eine Angleichparameter AP, welcher in Arbeitsschritt 105a ermittelt wurde, mit diesem Grenzwert η verglichen. Liegt der Wert des Angleichparameters AP außerhalb des Grenzwerts η oder Grenzwertbereichs, so wird vorzugsweise eine Warnmeldung oder Fehlermeldung in einem Arbeitsschritt 106 ausgegeben. Auf diese Weise können zunehmende Unwuchten am Rotor 2 oder auch eine defekte Sensoreinrichtung 30a, 30b zuverlässig erkannt werden.
Auf der Grundlage dieser Meldungen können dann Maßnahmen zum Schutz der Windenergieanlage 1 getroffen werden. Beispielsweise kann der Betrieb der Windenergieanlage 1 im Falle einer Fehlermeldung gestoppt werden. Alternativ kann die Windenergieanlage mit einer Leistungs- und / oder Drehzahlreduzierung mit reduzierten Belastungen weiterbetrieben werden.
Vorzugsweise kommt das beschriebene Verfahren 100 zusammen mit einem Verfahren zur Kalibrierung der Windenergieanlage 1 zum Einsatz. Eine Kalibrierung wird vorzugsweise mittels einer Kalibrierfunktion berücksichtigt. In diesem Fall weist eine Zuordnungsvorschrift zwischen den Sensorsignalen S als Eingangsgröße und den individuellen Schlagbiegemomenten M1, M2, M3 der Rotorblätter 3a, 3b, 3c als Ausgangsgröße zusätzlich zu dem wenigstens einen Angleichterm Kalibrierterme, welche verallgemeinernd als Kalibrierfunktion bezeichnet werden können, auf. Durch diese Kalibrierterme können insbesondere Sensorfehler und spezifische Eigenschaften des jeweiligen Rotorblatts 3a, 3b, 3c korrigiert werden, so dass ein ermittelter Wert der jeweiligen Blattbelastung M1, M2, M3, insbesondere des Schlagbiegemoments, möglichst nah an dem tatsächlich vorliegenden Wert liegt. Vorzugsweise weisen die Kalibrierterme, ähnlich den Angleichtermen, Korrekturparameter KP auf.
Wie in 2 strichliert dargestellt ist, wird ein solcher Korrekturparameter KP auf der Grundlage einer aufgrund der Sensorsignale S ermittelten jeweiligen Blattbelastungen M1, M2, M3 sowie von Positionsdaten P und Referenzdaten R in einem Arbeitsschritt 105b bestimmt. Die Referenzdaten R sind dabei vorzugsweise simulierte oder mittels Referenzmessungen bestimmte Soll-Werte der individuellen Blattbelastungen M1, M2, M3, die Positionsdaten P geben eine Stellung des Rotors 2 an. Durch einen Vergleich der Werte der Referenzdaten R mit den entsprechenden Werten der ermittelten individuellen Blattbelastungen M1, M2, M3 können die jeweiligen Korrekturparameter KP in Bezug auf jedes Rotorblatt 3a, 3b, 3c bestimmt werden.
Auch bei dem Bestimmen der Korrekturparameter KP kommt hierbei vorzugsweise eine Verzögerungsfunktion, insbesondere eine Funktion, welche das Verhalten eines PT1-Glieds abbildet, zum Einsatz. Wie oben in Bezug auf das Angleichen beschrieben, weist auch diese Verzögerungsfunktion eine Zeitkonstante B auf.
Auch in Bezug auf die Kalibrierfunktion gibt es Kriterien, welche Werte der individuellen Blattbiegemomente zur Kalibrierung herangezogen werden.
Da beim Kalibrieren, im Vergleich zu dem im Vorhergehenden beschriebenen Angleichen der individuellen Blattbelastung M1, M2, M3, die Position des Rotors 2 eine wichtige Bedeutung hat, ist der benötigte reale Zeitabschnitt, welcher beim Einsatz einer Verzögerungsfunktion berücksichtigt werden muss, bis das Kalibrieren abgeschlossen ist, im Allgemeinen bedeutend länger als der reale Zeitabschnitt, welcher beim Angleichen berücksichtigt werden muss, weil beim Angleichen Positionsdaten in Bezug auf den Rotor 2 vorzugsweise nicht berücksichtigt werden. Dies kann selbst dann eintreten, wenn die Zeitkonstante B in Bezug auf die Verzögerungsfunktion beim Kalibrieren wesentlich kürzer gewählt wird als die Zeitkonstante A beim Angleichen.
Im Allgemeinen wird schneller Angeglichen als Kalibriert, obwohl die Zeitkonstante A der Angleichfunktion üblicherweise größer ist als die Zeitkonstante B der Kalibrierfunktion. Weil jedoch der Vorgang des Angleichens öfter ausgeführt wird als der Vorgang des Kalibrierens ist die Kalibrierung dennoch träger. Die Randbedingungen für Kalibriervorgänge sind nämlich seltener erfüllt als die Randbedingungen für die Angleichvorgänge und die jeweilige Zeitkonstante wird stets „angehalten“, wenn die Randbedingungen nicht erfüllt sind.
Vorzugsweise ist das Angleichen nach 1200 Sekunden zu 63 % abgeschlossen. Ein Kalibrieren benötigt entsprechend länger.
Die ermittelten Werte des wenigstens einen Angleichparameters AP und gegebenenfalls des Korrekturparameters KP werden nachfolgend zum Ermitteln der jeweiligen Blattbelastung M1, M2, M3 im Arbeitsschritt 102 in der Angleichfunktion und in der Kalibrierfunktion eingesetzt. Die auf diese Weise ermittelten Werte der jeweiligen Blattbelastung M1, M2, M3 werden dann, wie in 2 dargestellt, einerseits zum Steuern der Windenergieanlage 1 in Arbeitsschritt 103 verwendet, und werden andererseits wiederum zum Anpassen der Angleichterme und/oder der Kalibrierterme in den Arbeitsschritten 105a, 105b ausgegeben. Auf diese Weise kann ein Angleichen der individuellen Blattbelastung M1, M2, M3 und gegebenenfalls eine Kalibrierung der jeweiligen Blattbelastung M1, M2, M3 iterativ in mehreren Schritten erfolgen.
Es wird darauf hingewiesen, dass es sich bei den im Vorhergehenden beschriebenen Ausführungsbeispielen lediglich um Beispiele handelt, die den Schutzbereich, die Anwendung und den Aufbau in keiner Weise einschränken. Vielmehr wird dem Fachmann durch die vorausgehenden Ausführungsbeispiele ein Leitfaden für die Umsetzung von wenigstens einer Ausführungsform gegeben, wobei diverse Änderungen, insbesondere im Hinblick auf die Funktion und Anordnung der beschriebenen Bestandteile, vorgenommen werden können, ohne den Schutzbereich zu verlassen, welcher sich aus den Ansprüchen und diesen äquivalenten Merkmalskombinationen ergibt.
Bezugszeichenliste

1: Windenergieanlage
2: Rotor
3a, 3b, 3c: Rotorblatt
4: Rotornabe
5: Gondel
6: Turm
10: System
20: Schnittstelle
30a, 30b: Sensoreinrichtung
40: Auswertungsmittel
50: Steuermittel
100: Verfahren
101-106: Verfahrensschritte
R: Rotorachse
E: Rotorblattlängsachse
A: Drehachse
WR: Windrichtung
S: Sensorsignal
M1, M2, M3: Sensorindividuelle Blattbelastung
R: Referenzdaten
P: Positionsdaten

Claims

Verfahren (100) zum Betreiben einer Windenergieanlage (1), welche wenigstens zwei Rotorblätter (3a, 3b, 3c) aufweist, folgende Arbeitsschritte aufweisend: - Erfassen von Sensorsignalen (S), die geeignet sind, Blattbelastungen (M1, M2, M3) an den Rotorblättern (3a, 3b, 3c) zu charakterisieren; - Ermitteln einer individuellen Blattbelastung (M1, M2, M3), insbesondere eines Schlagbiegemoments, für jedes Rotorblatt (3a, 3b, 3c) auf der Grundlage der an dem jeweiligen Rotorblatt (3a, 3b, 3c) erfassten Sensorsignale (S) und einer sensorindividuellen Angleichfunktion des jeweiligen Rotorblatts (3a, 3b, 3c); und - Steuern der Windenergieanlage (1), insbesondere des Einstellwinkels der Rotorblätter (3a, 3b, 3c), auf der Grundlage der ermittelten individuellen Blattbelastungen (M1, M2, M3); wobei wenigstens eine der sensorindividuellen Angleichfunktionen der Rotorblätter (3a, 3b, 3c) in der Weise angepasst wird, dass ein Unterschied zwischen den individuellen Blattbelastungen (M1, M2, M3) verschiedener Rotorblätter (3a, 3b, 3c) wenigstens verringert wird.
Verfahren (100) nach Anspruch 1, wobei zum Anpassen der Angleichfunktion eine vordefinierte Anzahl an Werten der ermittelten individuellen Blattbelastungen (M1, M2, M3) anhand einer vordefinierten Zeitkonstante A, welche vorzugsweise einen vordefinierten Zeitabschnitt definiert, berücksichtigt werden, wobei vorzugsweise ein älterer Wert, insbesondere ein ältester Wert, nicht mehr berücksichtigt wird, sobald ein jüngerer Wert, insbesondere ein jüngster Wert, berücksichtigt wird.
Verfahren (100) nach Anspruch 2, wobei die Zeitkonstante A derart gewählt wird, dass sich der Unterschied zwischen den individuellen Blattbelastungen (M1, M2, M3) über einen vordefinierten Zeitraum, über eine vordefinierte Anzahl von ermittelten Blattbelastungen (M1, M2, M3) oder über eine vordefinierte Anzahl von Rotorumdrehungen auf einen Wert kleiner und/oder gleich einem Grenzwert ε verringert, wobei der Grenzwert ε insbesondere Null ist.
Verfahren (100) nach einem der vorhergehenden Ansprüche, wobei zum Anpassen der Angleichfunktion jüngere Werte der individuellen Blattbelastungen (M1, M2, M3) höher gewichtet werden als ältere Werte der individuellen Blattbelastungen (M1, M2, M3), vorzugsweise anhand einer vordefinierten Zeitkonstante A, welche vorzugsweise einen vordefinierten Zeitabschnitt definiert.
Verfahren (100) nach einem der vorhergehenden Ansprüche, wobei die wenigstens eine der sensorindividuellen Angleichfunktionen kontinuierlich angepasst wird, insbesondere vor, während oder nach einem jeweiligen Steuervorgang einer Vielzahl von Steuervorgängen.
Verfahren (100) nach einem der vorhergehenden Ansprüche, des Weiteren folgenden Arbeitsschritt aufweisend: - Ermitteln (105) wenigstens eines Angleichparameters (AP) der wenigstens einen der sensorindividuellen Angleichfunktionen auf der Grundlage des Unterschieds zwischen den individuellen Blattbelastungen (M1, M2, M3) der verschiedenen Rotorblätter (3a, 3b, 3c).
Verfahren (100) nach einem der Ansprüche 2 bis 6, wobei beim Berücksichtigen der Werte eine Verzögerungsfunktion, insbesondere eine Funktion eines PT1-Glieds, abgebildet wird.
Verfahren (100) nach einem der vorhergehenden Ansprüche, wobei die wenigstens eine der sensorindividuellen Angleichfunktionen ausschließlich dann angepasst wird, wenn während des Erfassens der Sensorsignale (S) vordefinierte Kriterien, insbesondere in Bezug auf wenigstens eine Betriebsbedingung und/oder einen Betriebszustand der Windenergieanlage (1), erfüllt sind.
Verfahren (100) nach einem der Ansprüche 6 bis 8, des Weiteren die folgenden Arbeitsschritte aufweisend: - Abgleichen (105) des Werts des Angleichparameters (AP) mit jeweils einem vordefinierten Grenzwert η, insbesondere 0,85 < η < 1,15, bevorzugt 0,92 < η < 1,08, besonders bevorzugt 0,94 < η < 1,06; und - Ausgeben (106) einer Statusmitteilung, insbesondere einer Warnmeldung oder einer Fehlermeldung, wenn der Angleichparameter (AP) den jeweils vordefinierten Grenzwert η erreicht und/oder über- oder unterschreitet.
Verfahren (100) nach einem der vorhergehenden Ansprüche, wobei das Steuern ein Bestimmen eines individuellen Einstellwinkel-Sollwerts für jedes Rotorblatt (3a, 3b, 3c) umfasst und wobei der Einstellwinkel jedes Rotorblatts (3a, 3b, 3c) auf der Grundlage dieses individuellen Einstellwinkel-Sollwerts eingestellt wird.
Verfahren (100) nach einem der vorhergehenden Ansprüche, wobei alle sensorindividuellen Angleichfunktionen angepasst werden, des Weiteren folgenden Arbeitsschritt aufweisend: - Ermitteln (104) einer mittleren Blattbelastung (M) auf der Grundlage der individuellen Blattbelastungen (M1, M2, M3) aller Rotorblätter (3a, 3b, 3c); wobei die sensorindividuellen Angleichfunktionen auf der Grundlage der mittleren Blattbelastung (M) angepasst werden.
Verfahren (100) nach einem der Ansprüche 6 bis 11, wobei jeweilige Angleichparameter (AP) der sensorindividuellen Angleichfunktionen auf der Grundlage eines Unterschieds zwischen den individuellen Blattbelastungen (M1, M2, M3) der Rotorblätter (3a, 3b, 3c) und der mittleren Blattbelastung (M) ermittelt werden.
Verfahren (100) nach einem der Ansprüche 2 bis 12, wobei das Ermitteln der individuellen Blattbelastungen (M1, M2, M3) zusätzlich auf der Grundlage einer Kalibrierfunktion erfolgt, wobei die Kalibrierfunktion mittels Kalibriervorgängen auf der Grundlage der ermittelten Blattbelastung angepasst wird, wobei jüngere Kalibriervorgänge in Abhängigkeit von einer vordefinierten Zeitkonstante B, welche vorzugsweise einen vordefinierten Zeitabschnitt definiert, höher gewichtet werden als ältere Kalibriervorgänge, wobei die Zeitkonstante B in Bezug auf die Kalibrierfunktion vorzugsweise kleiner ist als eine Zeitkonstante A in Bezug auf die Angleichfunktionen, insbesondere 1,5 bis 2,5 mal größer.
Computerprogramm, das Anweisungen umfasst, welche, wenn sie von einem Computer ausgeführt werden, diesen dazu veranlassen, die Schritte eines Verfahrens gemäß einem der Ansprüche 1 bis 13 auszuführen.
Computer-lesbares Medium, auf dem ein Computerprogramm nach Anspruch 14 gespeichert ist.
System (10) zum Betreiben einer Windenergieanlage (1), welche wenigstens zwei Rotorblätter (3a, 3b, 3c) aufweist, aufweisend: - eine Schnittstelle (30), eingerichtet zum Erfassen von Sensorsignalen (S), die geeignet sind, Blattbelastungen (M1, M2, M3) an den Rotorblättern (3a, 3b, 3c) zu charakterisieren; - Auswertungsmittel (50), eingerichtet zum Ermitteln einer individuellen Blattbelastung (M1, M2, M3), insbesondere eines Schlagbiegemoments, für jedes Rotorblatt (3a, 3b, 3c) auf der Grundlage der an dem jeweiligen Rotorblatt (3a, 3b, 3c) erfassten Sensorsignale (S) und einer sensorindividuellen Angleichfunktion des jeweiligen Rotorblatts (3a, 3b, 3c) und zum Anpassen wenigstens einer der sensorindividuellen Angleichfunktionen der Rotorblätter (3a, 3b, 3c) in der Weise, dass ein Unterschied zwischen den individuellen Blattbelastungen (M1, M2, M3) verschiedener Rotorblätter (3a, 3b, 3c) wenigstens verringert wird; - Steuermittel (60) der Windenergieanlage (1), eingerichtet zum Steuern der Windenergieanlage (1), insbesondere des Einstellwinkels der Rotorblätter (3a, 3b, 3c), auf der Grundlage der ermittelten individuellen Blattbelastungen (M1, M2, M3).
Eine Windenergieanlage (1) mit einem System nach Anspruch 16.