WO2014139614A1 - Verfahren zur abschätzung von windgeschwindigkeitsverteilungsprofilen bei windkraftanlagen - Google Patents

Verfahren zur abschätzung von windgeschwindigkeitsverteilungsprofilen bei windkraftanlagen Download PDF

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WO2014139614A1
WO2014139614A1 PCT/EP2014/000145 EP2014000145W WO2014139614A1 WO 2014139614 A1 WO2014139614 A1 WO 2014139614A1 EP 2014000145 W EP2014000145 W EP 2014000145W WO 2014139614 A1 WO2014139614 A1 WO 2014139614A1
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WO
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wind
rotor
velocity distribution
distribution profile
determined
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PCT/EP2014/000145
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Thomas Weickert
Thomas Reisinger
Christoph Byner
Kim LISTMANN
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Abb Ag
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    • F03—MACHINES OR ENGINES FOR LIQUIDS; WIND, SPRING, OR WEIGHT MOTORS; PRODUCING MECHANICAL POWER OR A REACTIVE PROPULSIVE THRUST, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • F03D—WIND MOTORS
    • F03D17/00—Monitoring or testing of wind motors, e.g. diagnostics
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F05—INDEXING SCHEMES RELATING TO ENGINES OR PUMPS IN VARIOUS SUBCLASSES OF CLASSES F01-F04
    • F05B—INDEXING SCHEME RELATING TO WIND, SPRING, WEIGHT, INERTIA OR LIKE MOTORS, TO MACHINES OR ENGINES FOR LIQUIDS COVERED BY SUBCLASSES F03B, F03D AND F03G
    • F05B2260/00—Function
    • F05B2260/82—Forecasts
    • F05B2260/821—Parameter estimation or prediction
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F05—INDEXING SCHEMES RELATING TO ENGINES OR PUMPS IN VARIOUS SUBCLASSES OF CLASSES F01-F04
    • F05B—INDEXING SCHEME RELATING TO WIND, SPRING, WEIGHT, INERTIA OR LIKE MOTORS, TO MACHINES OR ENGINES FOR LIQUIDS COVERED BY SUBCLASSES F03B, F03D AND F03G
    • F05B2270/00—Control
    • F05B2270/30—Control parameters, e.g. input parameters
    • F05B2270/32—Wind speeds
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    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E10/00—Energy generation through renewable energy sources
    • Y02E10/70—Wind energy
    • Y02E10/72—Wind turbines with rotation axis in wind direction

Definitions

  • the invention relates to a method for estimating t - the wind speed distribution profile in the operation of wind turbines, which have a generator and a plurality rotatable about a rotor hub rotor blades with a respective actuator for their individual pitch adjustment, further comprising a control system for driving the actuators is provided, comprising the Step of detecting at least one momentary rotor blade-independent wind-dependent measured variable, in particular the wind speed at hub height, the rotational speed of the rotor or the electric power output by the generator.
  • a nacelle with an internally arranged generator and externally arranged rotatable rotor is arranged on a tower, wherein the rotor rotates under the influence of an acting wind and thus drives the generator.
  • a rotor typically has three rotor blades arranged symmetrically about the hub, each having a length of, for example, in the range of 30 m - 50 m with a weight of 6t to 0t.
  • the tower height can be in the range of 80m.
  • the wind acting on the rotor is usually not homogeneously distributed due to the large area of the area swept by the rotor blades, but rather a corresponding wind speed distribution profile must be assumed. This typically has a higher wind speed in the upper area of the rotor-swept area than in the lower area, which optionally subject to appropriate environmental shadowing.
  • the rotor blades During operation of the wind turbine, the rotor blades thus cover areas of the wind speed distribution profile with different wind speeds. This leads due to the cyclically changing acting moments to an additional mechanical stress on the wind turbine.
  • the rotor blades are usually individually adjustable by a respective positioning axis, which in each case runs approximately perpendicular to the axis of rotation of the rotor, this positioning process incidentally being also referred to as "pitching.”
  • the respective angle of attack can be determined (Pitch angle) of a respective rotor blade to the wind for each rotational angle of the rotor to adjust so that the forces acting on all rotor blades of the rotor torque for each angle of rotation of the rotor are approximately equal.
  • a control system is provided with measurement data of the wind power plant, by means of which control takes place. This is, for example, the wind speed at the hub height of the wind power plant, which is usually detected as an average over a period of, for example, 10 minutes. Knowing a wind velocity distribution profile as the input to the pitch control system allows a more accurate control action. With regard to the detection of a wind speed distribution profile, if a detection is provided at all, a LIDAR (light detection and ranging) based measuring system is usually used. The mechanical stress of the leaves can also be detected by their bending by means of fiber optic measuring systems.
  • LIDAR light detection and ranging
  • the basic idea of the invention is to determine the wind speed distribution profile indirectly on the basis of those measured values which are present in any case during the operation of a wind turbine, so that additional hardware is largely avoided.
  • the use of at least one wind-blade-independent wind-dependent measured variable is initially provided, which ultimately corresponds to the mean value of the wind speed of the wind speed distribution profile or at least indirectly represents it.
  • a rotor blade-independent wind-dependent measured variable can be the wind speed at hub height.
  • the electrical power output of the wind turbine, the rotational speed of the rotor or the deflection of the tower are also regarded as a rotor blade-independent wind-dependent parameter.
  • the detection and use of a rotor blade-specific wind-dependent measured variable as a function of the rotor rotation angle for determining the wind speed distribution profile is provided.
  • the measured variable has periodic fluctuations, which depend on the instantaneous rotational angle of the rotor and repeat approximately cyclically after one rotor revolution.
  • the rotor blade-specific wind-dependent measured variable represents Load fluctuations of the wind acting on the rotor blade, wherein typically sets in the lower part of the wind speed distribution profile, a lower wind speed than in the upper region.
  • a wind velocity distribution profile can be assumed to consist of a plurality of wedge-like area regions arranged around the rotor hub in a star-like manner, wherein an individual wind speed is assigned to each areal area. During a rotary movement of the rotor, each rotor blade sweeps each of these areas exactly once per revolution. According to an embodiment, based on the mean value of the wind speed over the wind speed distribution profile representative rotor blade-independent wind variable deviations are added or subtracted according to the invention depending on the rotation angle of the rotor for each area range deviations. In this way, a wind speed distribution profile is defined by the areal areas. When determining the wind speed distribution profile, respective wind speeds are calculated and stored sequentially for the areal areas, so that after a complete rotor revolution, all areal areas have a wind speed value and a complete wind speed distribution profile is available.
  • the rotor blade-specific wind-dependent measured variable correlates with the instantaneous torque of one of the respective actuators for pitch adjustment.
  • the two attack surfaces for the wind which result on both sides of the pitch axis of a rotor blade, are not identical. Since the wind impinging on the two surfaces generates in each case an opposite moment acting about the pitch axis of the rotor blade, this results in a wind dependence of the torque which must be overcome for starting a rotor blade.
  • the torque of the respective actuator can therefore in particular preferably be used as a rotor blade-specific wind-dependent measurement.
  • the actuator for the pitch adjustment is usually an electric motor.
  • the respective torque of an actuator is determined indirectly, in particular with reference to the current, voltage and / or active power curve of the actuator.
  • the torque acting on a pitch movement has two components, namely a component based on the inertia of the rotor blade and a further component which, as explained above, is wind-dependent. However, only the wind-dependent fraction is important as input for the calculation of a wind velocity distribution profile. According to a further embodiment of the method according to the invention, therefore, a torque curve of a comparable correction movement of a rotor blade unloaded from the wind is subtracted from the measured torque curve, so that the differential torque curve or the instantaneous
  • Wind speed distribution profile is conditional, wherein the determined instantaneous difference torque is used as input for the determination of the wind velocity distribution profile.
  • the method is carried out simultaneously for a plurality of wind turbine rotor blades.
  • the determination of a wind speed distribution profile is based on a look-up table in which respective wind speed distribution profiles are stored for a multiplicity of operating conditions of the wind power plant and from which the respectively most suitable or closest one is selected on the basis of the measured input variables.
  • the operating conditions are specified in this respect by the rotor-independent and rotor-dependent measured variables.
  • a look-up table can be understood as a database, which establishes a relationship between the (input) measured variables and a wind speed profile.
  • the low computing time is advantageous, since a calculation in the true sense does not take place, but only that wind speed profile with the most similar input parameters is selected.
  • a look-up table also allows the specification of a wind speed distribution profile, which is not represented by wedge-like surfaces, but where the surfaces are arranged, for example grid-like. In such a case, it proves useful if the look-up table temporal progressions of the input variables are provided and also taken into account.
  • a look-up table does not include wind velocity distribution profiles in the true sense, but only intermediate results, which are still further to process.
  • wind velocity distribution profiles of the look-up table were previously determined by corresponding simulations, for example by means of finite element calculations of a model, and then stored in the look-up table. Simulations enable a simple representation of - even extreme - operating conditions. In addition, all possible combinations of influencing variables can be determined systematically in any quantization and the look-up table can thus be systematically filled.
  • wind speed distribution profiles of the look-up table were determined on the basis of corresponding measurements, for example using a test system equipped with corresponding measuring sensors or a real model of a comparable wind turbine.
  • a wind velocity distribution profile may be determined directly on the basis of an analytical algorithm. This can be done either directly during the execution of the method steps according to the invention or also in the determination of the wind velocity distribution profiles for a look-up table.
  • a determined wind speed distribution profile may optionally be used by the control system as an input to determine control parameters for driving the actuators.
  • improved input parameters are provided for a control.
  • a redundancy is advantageously provided, so that a malfunction in the determination of a wind speed distribution profile is detected early.
  • the determination of the wind velocity distribution profile by the control system itself is essentially to be regarded as a computing device, which can be used at sufficiently high computing power for the automatic and continuous determination of a wind velocity distribution profile.
  • the corresponding measured values of the relevant measured variables available in the wind turbine are generally also provided to the control system, so that a wind speed distribution profile can be determined in this way with particularly little additional hardware expenditure.
  • Fig. 3 shows the exemplary pitch adjustment of a rotor blade
  • FIG. 4 shows an exemplary course of a pitch angle difference.
  • FIG. 1 shows an exemplary first wind turbine 10 in a frontal view.
  • a machine house On a tower 22, a machine house is arranged, with which a rotatable rotor hub 20 is connected.
  • Star-shaped around the rotor hub 20, three rotor blades 14, 16, 18 are arranged, which together form the rotor.
  • the rotor blades 14, 16, 18 sweep in a rotary motion 24 a circular surface 12, which also forms the base for a wind velocity distribution profile.
  • FIG. 2 shows an exemplary second wind turbine 20 in a side view.
  • a nacelle 42 is arranged, at one end of a rotor with Rotorblättem 32, 34 is arranged, which is rotatable about a rotation axis 44.
  • a deflection of the tower 46 is schematically indicated. Such a deflection results from the sum of the on the Rotor acting wind forces and is thus - at least indirectly - as a rotor blade independent measure used to determine the wind speed. The determination of a deflection takes place for example by means of an optical distance measurement between the upper and lower tower part.
  • the reference numeral 50 a wind sensor is indicated on the roof of the machine house 42, which detects the wind speed at hub height.
  • FIG. 3 shows in a representation 60 the exemplary pitch adjustment of a rotor blade 64, 68, which is to be regarded as part of a rotor which is rotatable about a rotation axis 74.
  • Perpendicular to the axis of rotation 74 extends an axis of rotation 62 about which the rotor blade 64, 68 is rotatable or pitch or pitchbar.
  • the rotor blade is shown in a first orientation 66 and in a second orientation 70 rotated therewith, wherein a rotational or pitch angle difference 72 is indicated between the two orientations.
  • An actuator not shown is intended to effect rotation of the rotor blade.
  • FIG. 4 shows a representation 80 of an exemplary curve 82 of a pitch angle difference 84 over the rotor rotation angle ⁇ 86 for a complete rotation of a rotor blade through 360 ° about the axis of rotation of a rotor.
  • the angular difference is defined according to conventional conventions to zero.

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Abstract

Die Erfindung betrifft Verfahren zur Abschätzung des Windgeschwindigkeitsverteilungsprofils (36, 38, 40) beim Betrieb von Windkraftanlagen (10, 30), welche über einen Generator und mehrere um eine Rotornabe (20) drehbare (24) Rotorblätter (14, 16, 18, 32, 34, 64, 68) mit einem jeweiligen Stellantrieb zu deren individueller Pitchverstellung (64⇔ 68) verfügen, wobei fernerhin ein Steuersystem zum Ansteuern der Stellantriebe vorgesehen ist. Das Verfahren umfasst folgende Schritte: • Erfassung wenigstens einer momentanen Rotorblatt-unabhängigen windabhängigen Messgröße, insbesondere der Windgeschwindigkeit in Nabenhöhe, der Drehgeschwindigkeit des Rotors beziehungsweise der von dem Generator abgegebenen elektrischen Leistung, • Erfassung des momentanen Rotordrehwinkels (26), • Erfassung wenigstens einer momentanen Rotorblatt-spezifischen windabhängigen Messgröße, • Bestimmung des momentanen Windgeschwindigkeitsverteilungsprofils (36, 38, 40) unter Verwendung der wenigstens einen Rotorblatt-unabhängigen windabhängigen Messgröße, der Rotorblatt-spezifischen windabhängigen Messgröße sowie des Rotordrehwinkels (26), • Bereitstellung des ermittelten Windgeschwindigkeitsverteilungsprofils (36, 38, 40) an das Steuersystem, • wobei die genannten Schritte kontinuierlich wiederholt werden, so dass sich ein zeitlicher Verlauf der betrachteten Größen ergibt.

Description

Verfahren zur Abschätzung von Windgeschwindigkeitsverteilunqsprofilen bei
Windkraftanlagen
Beschreibung
Die Erfindung betrifft ein Verfahren zur Abschätzung t- des Windgeschwindigkeitsverteilungsprofils beim Betrieb von Windkraftanlagen, welche über einen Generator und mehrere um eine Rotornabe drehbare Rotorblätter mit einem jeweiligen Stellantrieb zu deren individueller Pitchverstellung verfügen, wobei fernerhin ein Steuersystem zum Ansteuern der Stellantriebe vorgesehen ist, umfassend den Schritt der Erfassung wenigstens einer momentanen Rotorblatt- unabhängigen windabhängigen Messgröße, insbesondere der Windgeschwindigkeit in Nabenhöhe, der Drehgeschwindigkeit des Rotors beziehungsweise der von dem Generator abgegebenen elektrischen Leistung.
Es ist allgemein bekannt, dass Windkraftanlagen einen Leistungsbereich von beispielsweise 1 MW bis 5MW aufweisen. Ein Maschinenhaus mit innen angeordnetem Generator und außen angeordnetem drehbaren Rotor ist hierbei auf einem Turm angeordnet, wobei der Rotor sich unter Einfluss eines einwirkenden Windes dreht und somit den Generator antreibt. Ein Rotor weist typischerweise drei symmetrisch um die Nabe angeordnete Rotorblätter auf, wobei diese jeweils eine Länge von beispielsweise im Bereich von 30m - 50m bei einem Gewicht von 6t bis 0t aufweisen. Die Turmhöhe kann im Bereich von 80m liegen. Der auf den Rotor einwirkende Wind ist aufgrund der großen Fläche des von den Rotorblättern überstrichenen Bereichs zumeist nicht homogen verteilt, es ist vielmehr von einem entsprechenden Windgeschwindigkeitsverteilungsprofil auszugehen. Dieses weist typischerweise im oberen Bereich der vom Rotor überstrichenen Fläche eine höhere Windgeschwindigkeit auf als im unteren Bereich, welcher gegebenenfalls entsprechenden umgebungsbedingten Abschattungen unterworfen ist.
Im Betrieb der Windkraftanlage überstreichen die Rotorblätter also Bereiche des Windgeschwindigkeitsverteilungsprofils mit unterschiedlicher Windgeschwindigkeit. Dies führt aufgrund der sich zyklisch ändernden einwirkenden Momente zu einer zusätzlichen mechanischen Beanspruchung der Windkraftanlage. Um derartige Beanspruchungen zu reduzieren sind die Rotorblätter normalerweise um eine jeweilige Anstellachse, welche jeweils in etwa senkrecht zur Drehachse des Rotors verläuft, mittels eines Stellantriebes individuell verstellbar, wobei dieser Stellvorgang im Übrigen auch als „Pitchen" bezeichnet wird. Somit lässt sich der jeweilige Anstellwinkel (Pitchwinkel) eines jeweiligen Rotorblattes zum Wind für jeden Drehwinkel des Rotors derart anpassen, dass die auf alle Rotorblätter des Rotors wirkende Momente für jeden Drehwinkel des Rotors in etwa gleich sind.
Als Ausgangsbasis für eine entsprechende Regelung des Pitchwinkels werden einem Steuersystem Messdaten der Windkraftanlage zur Verfügung gestellt, anhand welcher eine Regelung erfolgt. Dies ist beispielsweise die Windgeschwindigkeit in Nabenhöhe der Windkraftanlage, wobei diese üblicherweise als Mittelwert über einen Zeitraum von beispielsweise 10min erfasst wird. Die Kenntnis eines Windgeschwindigkeitsverteilungsprofils als Eingangsgröße für das Steuersystem zur Pitchreglung ermöglicht einen genaueren Regelvorgang. Bezüglich der Erfassung eines Windgeschwindigkeitsverteilungsprofils wird - wenn eine Erfassung überhaupt vorgesehen ist - zumeist ein LIDAR (Light detection and ranging) basiertes Messsystem verwendet. Die mechanische Beanspruchung der Blätter kann darüber hinaus durch deren Verbiegung mittels faseroptischer Messsysteme erfasst werden.
Derartige Messsysteme sind jedoch sehr aufwändig. Ausgehend von diesem Stand der Technik ist es Aufgabe der Erfindung, ein Verfahren zur Abschätzung des Windgeschwindigkeitsverteilungsprofils beim Betrieb von Windkraftanlagen anzugeben, welches mit einem besonders geringen zusätzlichen Hardwareaufwand auskommt. Diese Aufgabe wird erfindungsgemäß gelöst durch das Verfahren der eingangs genannten Art. Dieses ist gekennzeichnet durch folgende Schritte:
• Erfassung des momentanen Rotordrehwinkels,
• Erfassung wenigstens einer momentanen Rotorblatt-spezifischen windabhängigen Messgröße,
• Bestimmung des momentanen Windgeschwindigkeitsverteilungsprofils unter Verwendung der wenigstens einen Rotorblatt-unabhängigen windabhängigen Messgröße, der Rotorblatt-spezifischen windabhängigen Messgröße sowie des Rotordrehwinkels,
• Bereitstellung des ermittelten Windgeschwindigkeitsverteilungsprofils an das Steuersystem,
• wobei die genannten Schritte kontinuierlich wiederholt werden, so dass sich ein zeitlicher Verlauf der betrachteten Größen ergibt. Die Grundidee der Erfindung besteht darin, das Windgeschwindigkeitsverteilungsprofil indirekt anhand von denjenigen Messwerten zu ermitteln, welche beim Betrieb einer Windkraftanlage ohnehin vorhanden sind, so dass zusätzliche Hardware weitestgehend vermieden ist. Hierzu ist zunächst die Verwendung wenigstens einer Rotorblatt-unabhängigen windabhängigen Messgröße vorgesehen, welche letztendlich dem Mittelwert der Windgeschwindigkeit des Windgeschwindigkeitsverteilungsprofils entspricht oder diesen zumindest indirekt repräsentiert. Eine Rotorblatt-unabhängige windabhängige Messgröße kann im einfachsten Fall die Windgeschwindigkeit in Nabenhöhe sein. Aber beispielsweise auch die elektrisch abgegebene Leistung der Windkraftanlage, die Drehgeschwindigkeit des Rotors oder auch die Durchbiegung des Turms sind ebenfalls als Rotorblatt-unabhängige windabhängige Messgröße anzusehen.
Im Weiteren ist die Erfassung und Verwendung einer Rotorblatt-spezifischen windabhängigen Messgröße in Abhängigkeit des Rotordrehwinkels zur Ermittlung des Windgeschwindigkeitsverteilungsprofils vorgesehen. Die Messgröße weist bei inhomogenem Windgeschwindigkeitsverteilungsprofil periodische Schwankungen auf, welche vom momentanen Drehwinkel des Rotors abhängig sind und sich nach einer Rotorumdrehung näherungsweise zyklisch wiederholen. Letztendlich repräsentiert die Rotorblatt-spezifische windabhängige Messgröße Belastungsschwankungen des auf das Rotorblatt wirkenden Windes, wobei sich typischerweise im unteren Bereich des Windgeschwindigkeitsverteilungsprofils eine geringere Windgeschwindigkeit einstellt als im oberen Bereich. Ein Windgeschwindigkeitsverteilungsprofil kann aus mehreren sternähnlich um die Rotornabe angeordneten keilähnlichen flächigen Bereichen bestehend angenommen werden, wobei jedem flächigen Bereich eine individuelle Windgeschwindigkeit zugeordnet ist. Bei einer Drehbewegung des Rotors überstreicht jedes Rotorblatt pro Umdrehung jeden dieser flächigen Bereiche genau einmal. Basierend auf der den Mittelwert der Windgeschwindigkeit über das Windgeschwindigkeitsverteilungsprofil repräsentierenden Rotorblatt-unabhängigen windabhängigen Messgröße werden entsprechend einer Ausführungsform erfindungsgemäß in Abhängigkeit des Drehwinkels des Rotors für jeden flächigen Bereich Abweichungen zum Mittelwert addiert oder subtrahiert. Auf diese Weise ist durch die flächigen Bereiche ein Windgeschwindigkeitsverteilungsprofil definiert. Bei der Ermittlung des Windgeschwindigkeitsverteilungsprofils werden letztendlich sequentiell für die flächigen Bereiche jeweilige Windgeschwindigkeiten berechnet und gespeichert, so dass nach einer kompletten Rotorumdrehung alle flächigen Bereiche einen Windgeschwindigkeitswert aufweisen und ein komplettes Windgeschwindigkeitsverteilungsprofil zur Verfügung steht.
Entsprechend einer besonders bevorzugten Ausgestaltungsform des erfindungsgemäßen Verfahrens korreliert die Rotorblatt-spezifische windabhängige Messgröße mit dem momentanen Drehmoment von einem der jeweiligen Stellantriebe zur Pitchverstellung.
Es kann angenommen werden, dass aufgrund der komplexen Form eines Rotorblattes die beiden Angriffsflächen für den Wind, welche sich beiderseits der Anstellachse eines Rotorblattes ergeben, nicht identisch sind. Da der auf die beiden Flächen auftreffende Wind jeweils ein entgegengesetztes um die Anstellachse des Rotorblattes wirkendes Moment erzeugt resultiert daraus eine Windabhängigkeit des Drehmomentes, welches zum Anstellen eines Rotorblattes überwunden werden muss. Das Drehmoment des jeweiligen Stellantriebes kann deshalb in besonders bevorzugter Weise als Rotorblatt-spezifische windabhängige Messgröße verwendet werden.
Für den theoretischen Fall, dass das Windgeschwindigkeitsverteilungsprofil homogen ist, würden keine Anstell- oder Pitchbewegungen der Rotorblätter erfolgen und dem ermittelten Windgeschwindigkeitsverteilungsprofil würde in allen flächigen Bereichen dieselbe Windgeschwindigkeit zugeordnet werden, welche sich aus der Rotorblatt- unabhängigen windabhängigen Messgröße ergibt. Der Stellantrieb für die Pitchverstellung ist zumeist ein elektrischer Motor. Gemäß einer weiteren erfindungsgemäßen Ausgestaltung des Verfahrens wird das jeweilige Drehmoment eines Stellantriebes indirekt bestimmt, insbesondere nämlich anhand von Strom-, Spannungs- und/oder Wirkleistungsverlauf des Stellantriebes. Strombeziehungsweise Spannungssensoren sind in aller Regel für die Ansteuerung eines solchen Stellantriebes ohnehin vorgesehen, so dass sich das bei einer Pitchverstellung wirkende Drehmoment daraus in einfacher Weise berechnen lässt.
Das bei einer Pitchbewegung wirkende Drehmoment weist zwei Anteile auf, nämlich einen auf der Masseträgheit des Rotorblattes beruhenden Anteil und einen weiteren Anteil, welcher wie zuvor erläutert, windabhängig ist. Als Eingangsgröße für die Berechnung eines Windgeschwindigkeitsverteilungsprofils ist jedoch nur der windabhängige Anteil von Bedeutung. Entsprechend einer weiteren Ausgestaltung des erfindungsgemäßen Verfahrens wird deshalb ein Drehmomentverlauf einer vergleichbaren Korrekturbewegung eines vom Wind unbelasteten Rotorblattes von dem gemessenen Drehmomentverlauf subtrahiert, so dass der so ermittelte Differenzdrehmomentverlauf beziehungsweise das momentane
Differenzdrehmoment im Wesentlichen durch das
Windgeschwindigkeitsverteilungsprofil bedingt ist, wobei das ermittelte momentane Differenzdrehmoment als Eingangsgröße für die Ermittlung des Windgeschwindigkeitsverteilungsprofils verwendet wird.
Einer weiteren Erfindungsvariante des Verfahrens folgend wird dieses gleichzeitig für mehrere Rotorblätter der Windkraftanlage durchgeführt. Somit ergeben sich letztendlich mehrere ermittelte Windgeschwindigkeitsprofile, nämlich eins für jedes betrachtete Rotorblatt, welche aufgrund der Baugleichheit der Rotorblätter und deren symmetrischer Anordnung im Rotor zumindest theoretisch gleich sein müssten. In der Realität ist jedoch aufgrund stochastischer Einflüsse und auch eventueller Messfehler mit gewissen Abweichungen voneinander zu rechnen.
Um diese Abweichungen zu reduzieren und so ein genaueres Endergebnis eines Windgeschwindigkeitsverteilungsprofils zu erhalten ist es in einer weiteren Variante der Erfindung vorgesehen, die bezüglich mehrerer Rotorblätter ermittelten jeweiligen Windgeschwindigkeitsverteilungsprofile zu einem gemeinsamen Windgeschwindigkeitsverteilungsprofil zusammenzuführen. Dies kann im einfachsten Fall durch eine Mittelwertbildung über die Flächen der ermittelten Profile erfolgen. Es ist aber auch durchaus möglich, einen zeitlichen Mittelwert zu bilden. Je Umdrehung des Rotors stehen genügend Messdaten zur Ermittlung eines Windgeschwindigkeitsverteilungsprofils zur Verfügung. Wenn für ein Windgeschwindigkeitsverteilungsprofil die Daten mehrerer Rotorumdrehungen verwendet werden, so ergibt sich einerseits ein stabileres Endergebnis, was sich andererseits auch nur langsamer an dynamische Änderungen der tatsächlichen Windverhältnisse anpasst. Auch eine zeitliche Gewichtung ist gegebenenfalls vorteilhaft, nämlich dass beispielsweise die zeitlich neueren Ergebnisse höher gewichtet werden als die zeitlich älteren Ergebnisse.
Gemäß einer weiteren Variante des erfindungsgemäßen Verfahrens erfolgt die Ermittlung eines Windgeschwindigkeitsverteilungsprofils anhand eines Look-Up Tables, in welchem für eine Vielzahl von Betriebsbedingungen der Windkraftanlage jeweilige Windgeschwindigkeitsverteilungsprofile gespeichert sind und aus welchen anhand der gemessenen Eingangsgrößen das jeweils geeignetste oder nächstliegende ausgewählt wird. Die Betriebsbedingungen sind insoweit durch die Rotor-unabhängigen und Rotorabhängigen Messgrößen vorgegeben. Ein Look-Up Table kann als Datenbank verstanden werden, welche einen Bezug zwischen den (Eingangs-) Messgrößen und einem Windgeschwindigkeitsprofil herstellt. Vorteilhaft hierbei ist hier insbesondere die geringe Rechenzeit, da eine Berechnung im eigentlichen Sinne nicht erfolgt, sondern nur dasjenige Windgeschwindigkeitsprofil mit den ähnlichsten Eingangsparametern ausgewählt wird. Ein Look-Up Table ermöglicht auch die Angabe eines Windgeschwindigkeitsverteilungsprofils, welches nicht durch keilähnliche Flächen dargestellt ist, sondern wo die Flächen beispielsweise rasterähnlich angeordnet sind. In einem solchen Fall erweist es sich als sinnvoll, wenn dem Look-Up Table zeitliche Verläufe der Eingangsgrößen zur Verfügung gestellt und auch berücksichtigt werden.
Es ist aber auch durchaus im Rahmen dieser Erfindung, dass ein Look-Up Table nicht Windgeschwindigkeitsverteilungsprofile im eigentlichen Sinne beinhaltet, sondern lediglich Zwischenergebnisse, welche noch weiter zu verarbeiten sind. So kann es sich als vorteilhaft erweisen, den Mittelwert des Windgeschwindigkeitsverteilungsprofils direkt aus den Rotor-unabhängigen Messgrößen abzuleiten und lediglich die Rotor-abhängigen Messgrößen mittels des Look-Up Tables weiter zu verarbeiten.
Gemäß einer weiterhin bevorzugten Ausgestaltungsform der Erfindung wurden Windgeschwindigkeitsverteilungsprofile des Look-Up Tables zuvor durch entsprechende Simulationen ermittelt, beispielsweise mittels Finite-Elemente- Berechnungen eines Modelles, und danach in dem Look-Up Table abgelegt. Simulationen ermöglichen auf einfache Weise die Darstellung von - auch extremen - Betriebsbedingungen. Zudem sind alle möglichen Kombinationen der Einflussgrößen in beliebiger Quantelung systematisch ermittelbar und der Look-Up Table damit systematisch füllbar.
Entsprechend einer weiterhin bevorzugten Ausgestaltungsform der Erfindung wurden Windgeschwindigkeitsverteilungsprofile des Look-Up Tables anhand von entsprechende Messungen ermittelt, beispielsweise anhand einer mit entsprechenden Messsensoren ausgestatteten Testanlage oder eines realen Modelles einer vergleichbaren Windkraftanlage.
Optional ist es auch möglich, dass ein Windgeschwindigkeitsverteilungsprofil direkt anhand eines analytischen Algorithmus bestimmt wird. Dies kann entweder direkt bei der Abarbeitung der erfindungsgemäßen Verfahrensschritte erfolgen oder aber auch bei der Ermittlung der Windgeschwindigkeitsverteilungsprofile für einen Look-Up Table. Ein ermitteltes Windgeschwindigkeitsverteilungsprofil kann optional vom Steuersystem als eine Eingangsgröße zur Ermittlung von Regelparametern zum Ansteuern der Stellantriebe verwendet werden. Somit sind verbesserte Eingangsparameter für eine Regelung bereitgestellt. Es ist aber auch für den Fall, dass ein Windgeschwindigkeitsverteilungsprofil bereits auch auf anderem Wege bestimmt wird, möglich das erfindungsgemäß ermittelte Windgeschwindigkeitsprofil mit diesem in Korrelation zu setzen und bei Überschreiten eines Differenzwertes ein Warnsignal zu geben. Somit ist in vorteilhafter Weise eine Redundanz gegeben, so dass eine Fehlfunktion bei der Ermittlung eines Windgeschwindigkeitsverteilungsprofils frühzeitig erkannt wird.
Gemäß einer besonders bevorzugten Ausgestaltung des erfindungsgemäßen Verfahrens erfolgt die Bestimmung des Windgeschwindigkeitsverteilungsprofils durch das Steuersystem selbst. Dies ist im Wesentlichen als eine Rechenvorrichtung anzusehen, welche bei genügend hoher Rechenleistung auch für die automatische und kontinuierliche Bestimmung eines Windgeschwindigkeitsverteilungsprofils verwendet werden kann. Die entsprechenden in der Windkraftanlage verfügbaren Messwerte der relevanten Messgrößen sind dem Steuersystem in der Regel ebenfalls bereitgestellt, so dass sich ein Windgeschwindigkeitsverteilungsprofil auf diese Weise mit besonders wenig zusätzlichem Hardwareaufwand ermitteln lässt.
Weitere vorteilhafte Ausgestaltungsmöglichkeiten sind den weiteren abhängigen Ansprüchen zu entnehmen. Anhand der in den Zeichnungen dargestellten Ausführungsbeispiele sollen die Erfindung, weitere Ausführungsformen und weitere Vorteile näher beschrieben werden.
Es zeigen:
Fig. 1 eine exemplarische erste Windkraftanlage,
Fig. 2 eine exemplarische zweite Windkraftanlage,
Fig. 3 die exemplarische Pitchverstellung eines Rotorblattes sowie
Fig. 4 einen exemplarischen Verlauf einer Pitchwinkeldifferenz. Figur 1 zeigt eine exemplarische erste Windkraftanlage 10 in einer Frontalansicht. Auf einem Turm 22 ist ein Maschinenhaus angeordnet, mit welchem eine drehbare Rotornabe 20 verbunden ist. Sternförmig um die Rotornabe 20 sind drei Rotorblätter 14, 16, 18 angeordnet, welche zusammen den Rotor bilden. Die Rotorblätter 14, 16, 18 überstreichen bei einer Drehbewegung 24 eine kreisrunde Fläche 12, welche auch die Grundfläche für ein Windgeschwindigkeitsverteilungsprofil bildet.
Bei Einwirken eines Windes quer zur kreisrunden Fläche 12 wird der Rotor in Bewegung versetzt und ein nicht gezeigter Generator im Maschinenhaus angetrieben. Üblicherweise ist die Windgeschwindigkeit in Bodennähe geringer als in den oberen Bereichen der Fläche 12, so dass auf das obere Rotorblatt 14 eine stärkere Windgeschwindigkeit wirkt als auf die beiden momentan im unteren Bereich befindlichen Rotorblätter 16, 18. Es ergeben sich für jedes Rotorblatt 14, 16, 18 zyklische Belastungen, welche sich mit jeder Rotordrehung in etwa wiederholen und welche in etwa um 120° zueinander verschoben sind. Um die Einflüsse einer unterschiedlichen Windgeschwindigkeitsverteilung quer zur Fläche 12 zu kompensieren, werden die Rotorblätter 14, 16, 18 üblicherweise derart gepitcht beziehungsweise angestellt; dass sich während der Drehbewegung des Rotors eine möglichst gleichmäßige Belastung ergibt. Der Winkel α mit der Bezugsziffer 26 stellt den Drehwinkel des Rotors dar. Die Drehwinkel der Rotorblätter 14, 16, 18 sind jeweils um 120° zueinander verschoben.
Figur 2 zeigt eine exemplarische zweite Windkraftanlage 20 in einer Seitenansicht. Auf einem Turm 46 ist ein Maschinenhaus 42 angeordnet, an dessen einem Ende ein Rotor mit Rotorblättem 32, 34 angeordnet ist, welcher um eine Drehachse 44 drehbar ist. Auf den Rotor wirken Windkräfte 36, 38, 40, welche höhenabhängig sind, so dass sich ein inhomogenes Windgeschwindigkeitsverteilungsprofil ergibt. Dies ist dadurch angedeutet, dass die im oberen Bereich wirkende Windkraft 36 größer ist als die in Nabenhöhe wirkende Windkraft 38, die ihrerseits größer ist als die im unteren Bereich wirkende Windkraft 40.
Mit einer gebogenen Linie 48 ist schematisch eine Durchbiegung des Turmes 46 angedeutet. Eine derartige Durchbiegung resultiert aus der Summe der auf den Rotor einwirkenden Windkräfte und ist damit - zumindest indirekt - auch als Rotorblattunabhängige Messgröße zur Ermittlung der Windgeschwindigkeit verwendbar. Die Bestimmung einer Durchbiegung erfolgt beispielsweise anhand einer optischen Abstandsmessung zwischen oberem und unterem Turmteil. Mit der Bezugsziffer 50 ist auf dem Dach des Maschinenhauses 42 ein Windsensor angedeutet, welcher die Windgeschwindigkeit in Nabenhöhe erfasst.
Figur 3 zeigt in einer Darstellung 60 die exemplarische Pitchverstellung eines Rotorblattes 64, 68, das als Teil eines Rotors anzusehen ist, welcher um eine Rotationsachse 74 drehbar ist. Senkrecht zur Rotationsachse 74 verläuft eine Drehachse 62, um welches das Rotorblatt 64, 68 dreh- oder anstell- beziehungsweise pitchbar ist. So ist das das Rotorblatt in einer ersten Ausrichtung 66 gezeigt und in einer dazu gedrehten zweiten Ausrichtung 70, wobei zwischen beiden Ausrichtungen eine Dreh- oder Pitchwinkeldifferenz 72 angedeutet ist. Ein nicht gezeigter Stellantrieb ist dafür vorgesehen, eine Drehung des Rotorblattes zu bewirken.
Figur 4 zeigt in einer Darstellung 80 einen exemplarischen Verlauf 82 einer Pitchwinkeldifferenz 84 über den Rotordrehwinkel α 86 für eine komplette Drehung eines Rotorblattes um 360° um die Drehachse eines Rotors. Bei einem Drehwinkel des Rotors von 0°, also im senkrechten Zustand eines Rotorblattes, ist die Winkeldifferenz entsprechend üblicher Konventionen zu null definiert.
Bezugszeichenliste
10 exemplarische erste Windkraftan50 Windsensor
lage 60 exemplarische Pitchverstellung
12 von Rotorblättern überstrichene eines Rotorblattes
Fläche 62 Drehachse von Rotorblatt 14 erstes Rotorblatt 64 Rotorblatt in erster Pitchposition 16 zweites Rotorblatt 66 Ausrichtung des Rotorblattes in 18 drittes Rotorblatt erster Pitchposition
20 Rotornabe 68 Rotorblatt in zweiter Pitchposition 22 Turm 70 Ausrichtung des Rotorblattes in
24 Rotationsrichtung zweiter Pitchposition
26 Rotordrehwinkel 72 Pitchwinkeldifferenz
30 exemplarische zweite 74 Rotationsachse von Rotornabe Windkraftanlage 80 Verlauf der Pitchwinkeldifferenz in
32 Rotorblatt in senkrechter oberer Abhängigkeit von Rotordrehwinkel Position 82 Pitchwinkeldifferenzverlauf
34 Rotorblatt in senkrechter unterer 84 Pitchwinkel
Position 86 Rotordrehwinkel
36 lokale Windstärke an erstem
Angriffspunkt
38 lokale Windstärke an zweitem
Angriffspunkt
40 lokale Windstärke an drittem
Angriffspunkt
42 Maschinenhaus
44 Rotationsachse von Rotornabe
46 Turm
48 exemplarische Biegung des
Turms

Claims

Patentansprüche
1. Verfahren zur Abschätzung des Windgeschwindigkeitsverteilungsprofils (36, 38, 40) beim Betrieb von Windkraftanlagen (10, 30), welche über einen Generator und mehrere um eine Rotornabe (20) drehbare (24) Rotorblätter (14, 16, 18, 32, 34, 64, 68) mit einem jeweiligen Stellantrieb zu deren individueller Pitchverstellung (64 68) verfügen, wobei fernerhin ein Steuersystem zum Ansteuern der Stellantriebe vorgesehen ist, umfassend folgende Schritte:
• Erfassung wenigstens einer ersten momentanen Rotorblatt-unabhängigen windabhängigen Messgröße,
gekennzeichnet durch folgende Schritte,
• Erfassung des momentanen Rotordrehwinkels (26),
• Erfassung wenigstens einer momentanen Rotorblatt-spezifischen windabhängigen Messgröße,
• Bestimmung des momentanen Windgeschwindigkeitsverteilungsprofils (36, 38, 40) unter Verwendung der wenigstens einen Rotorblatt-unabhängigen windabhängigen Messgröße, der Rotorblatt-spezifischen windabhängigen Messgröße sowie des Rotordrehwinkels (26),
• Bereitstellung des ermittelten Windgeschwindigkeitsverteilungsprofils (36, 38, 40) an das Steuersystem,
• wobei die genannten Schritte kontinuierlich wiederholt werden, so dass sich ein zeitlicher Verlauf der betrachteten Größen ergibt.
2. Verfahren nach Anspruch 1 , dadurch gekennzeichnet, dass die Rotorblattspezifische windabhängige Messgröße mit dem momentanen Drehmoment von einem der jeweiligen Stellantriebe zur Pitchverstellung (64 68) korreliert.
3. Verfahren nach Anspruch 2, dadurch gekennzeichnet, dass das jeweilige Drehmoment eines Stellantriebes indirekt bestimmt wird, insbesondere anhand Strom-, Spannungs- und/oder Wirkleistungsverlauf des in einem solchen Fall elektrobasierten Antriebes.
4. Verfahren nach einem der Ansprüche 2 oder 3, dadurch gekennzeichnet, dass ein Drehmomentverlauf einer vergleichbaren Korrekturbewegung eines vom Wind unbelasteten Rotorblattes (14, 16, 18, 32, 34, 64, 68) von dem gemessenen Drehmomentverlauf subtrahiert wird, so dass der so ermittelte Differenzdrehmomentverlauf beziehungsweise das momentane Differenzdrehmoment im Wesentlichen durch das Windgeschwindigkeitsverteilungsprofil (36, 38, 40) bedingt ist, wobei das ermittelte momentane Differenzdrehmoment als Eingangsgröße für die Ermittlung des Windgeschwindigkeitsverteilungsprofils (36, 38, 40) verwendet wird.
5. Verfahren nach einem der vorherigen Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass dieses gleichzeitig für mehrere Rotorblätter (14, 16, 18, 32, 34, 64, 68) der Windkraftanlage (10, 30) durchgeführt wird.
6. Verfahren nach Anspruch 5, dadurch gekennzeichnet, dass die bezüglich mehrerer Rotorblätter (14, 16, 18, 32, 34) ermittelten jeweiligen Windgeschwindigkeitsverteilungsprofile (36, 38, 40) zu einem gemeinsamen Windgeschwindigkeitsverteilungsprofil zusammengeführt werden.
7. Verfahren nach einem der vorherigen Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass die Ermittlung der Windgeschwindigkeitsverteilungsprofile (36, 38, 40) anhand eines Look-Up Tables erfolgt, in welchem für eine Vielzahl von Betriebsbedingungen der Windkraftanlage (10, 30) jeweilige Windgeschwindigkeitsverteilungsprofile (36, 38, 40) gespeichert sind und aus welchen anhand der gemessenen Eingangsgrößen das geeignetste ausgewählt wird.
8. Verfahren Anspruch 7, dadurch gekennzeichnet, dass Windgeschwindigkeitsverteilungsprofile (36, 38, 40) des Look-Up Tables zuvor durch entsprechende Simulationen ermittelt wurden, beispielsweise mittels Finite- Elemente-Berechnungen.
9. Verfahren Anspruch 7 oder 8, dadurch gekennzeichnet, dass Windgeschwindigkeitsverteilungsprofile (36, 38, 40) des Look-Up Tables zuvor durch entsprechende Messungen ermittelt wurden, beispielsweise anhand einer mit entsprechenden Messsensoren (50) ausgestatteten Testanlage oder eines realen Modelles einer vergleichbaren Windkraftanlage.
10. Verfahren nach einem der vorherigen Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass ein Windgeschwindigkeitsverteilungsprofil anhand eines analytischen Algorithmus bestimmt wird.
11. Verfahren nach einem der vorherigen Ansprüche, dadurch gekennzeichnet dass das ermittelte Windgeschwindigkeitsverteilungsprofil (36, 38, 40) vom Steuersystem als eine Eingangsgröße zur Ermittlung von Regelparametern zum Ansteuern der Stellantriebe verwendet wird.
12. Verfahren nach einem der vorherigen Ansprüche, dadurch gekennzeichnet dass das ermittelte Windgeschwindigkeitsverteilungsprofil (36, 38, 40) vom Steuersystem in Korrelation zu einem auf anderem Wege ermittelten Windgeschwindigkeitsverteilungsprofil gesetzt wird und bei Überschreiten eines Differenzwertes ein Warnsignal gegeben wird.
13. Verfahren nach einem der vorherigen Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass die Bestimmung des Windgeschwindigkeitsverteilungsprofils (36, 38, 40) durch das Steuersystem selbst erfolgt.
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