Sensoren in Windturbinen

TECHNISCHES GEBIET

[0001] Die Anmeldung ist auf dem Gebiet der Windkraftanlagentechnik. Insbesondere offenbart die vorliegende Anmeldung Systeme und Methoden zur verbesserten Vorhersage und Auswertung von Windströmungen hinsichtlich Windenergieerzeugungssystemen.

TECHNISCHER HINTERGRUND

[0002] Während des Designs, dem Betrieb und der Wartung von Windturbinen existieren besondere Herausforderungen

[0003] Windturbinen sind, entsprechend den sich im Betrieb ändernden Windbedingungen, großen Lasten, die zu einer Materialermüdung führen können, ausgesetzt. Die geschätzte Lebensdauer einer Windturbine basiert auf der Widerstandskraft gegen solche rauen Bedingungen.

[0004] Bessere Beschreibung von Lasten, die zur Ermüdung des Materials führen, könnten daher zu einer verbesserten Nutzung der Windkraftanlage (WKA) führen. Eine Schätzung von den Lasten die zu einer Ermüdung führen, kann auf zeitlich aufeinanderfolgenden Windbedingungen an verschiedenen Bereichen entlang einer Blattachse des Rotors basieren.

[0005] Windmessungen sind jedoch normalerweise. Schätzungen (über Meteorologie- (Met-) Masten oder Nacellen-basierten Einrichtungen). Die großen Flächen jedoch, die durch die Rotorblätter abgedeckt werden bedeuten auch dass es verschiedene Bedingungen entlang der Blattachse gibt.

[0006] Anders ausgedrückt können die Windbedingungen innerhalb dieses großen Bereichs nicht mehr homogen sein. Dazu ist dieser Bereich zu groß, wenn man beispielsweise von einem Rotordurchmesser von mehr als 130 m ausgeht. Die Fläche, die zum Beispiel schon von einem Rotor mit einem Durchmesser von 100 m umfasst wird, liegt bei ca. 7.800 m ² . Es ist also ersichtlich, dass innerhalb einer solchen Fläche durchaus unterschiedliche Windbedingungen bzw. Windströmungs Verhältnisse an verschiedenen Orten der Fläche vorliegen können.

[0007] Es können sowohl zeitliche- und Raumabhängigkeiten sowie statistische Modelle benutzt werden, um die Veränderung von Windströmungsbedingungen entlang der Rotorblattachsen zu schätzen, auch bekannt unter “turbulente Windmodelle”. Da moderne Windräder Höhen erreichen, in denen atmosphärische Einflüsse einen Einfluss auf diese Modelle haben können, kann die Langzeitbeschreibung durch tägliche und regionale Unterschiede beeinflusst werden.

[0008] Neben den Lasten, die zur Materialermüdung und Ausfall der Anlage führen können, sind Vorhersagen über einen zu erwartenden Ertrag an Windenergie von Interesse.

[0009] Ein Ertrag einer erwarteten Windenergieproduktion wird mit Wahrscheinlichkeiten von P50, P75 und P90 angegeben. D.h.,

Wahrscheinlichkeitswerte für einen zu erwartenden Ertrag aus Windkraft können mit Wahrscheinlichkeiten von 50, 75 bzw. 90 % vorausgesagt werden.

[00010] Bessere Schätzungen führen daher zur Reduktion eines Risikos und zu besseren finanziellen Bedingungen.

[00011] Meist werden kostenintensive Messungen von mindestens einem Jahr Dauer mittels Metallmasten inklusive mehrerer Anemometer durchgeführt, um Windströmungsfelder (mathematisch ein Vektorfeld) während der Standortauswahl zu beschreiben, sowie zur Durchführung von Windenergie Schätzungen und Layout Optimierung.

[00012] Da lokale, d.h. windturbinenspezifische, Bedingungen von den geographischen Gegebenheiten rund um jede der Turbinen abhängig sind, wird bisher eine generische, repräsentative Wind-Feld Schätzung zuerst mit Messungen über die Meteorologiemasten der WKAs durchgeführt, um diese dann für jede Turbinenposition zu extrapolieren. Einschränkungen der Verfahren und deren Aussagekraft bzw. Relevanz von Messungen sind in den Wahrscheinlichkeitsschätzungen mit eingeschlossen.

[00013] Sowohl der Minimumwert für eine erwartete Windenergieproduktion als auch die maximale Ermüdungslast die toleriert wird, gehören zu den Parametern im Design einer Windkraftanlage.

[00014] Windströmungsbedingungen sind Anregungen eines mechanischen Systems dessen Systemantwort mittels physikalischer Modelle simuliert wird. Daher fokussieren sich die in der Industrie vorgeschlagenen Vorgehens weisen auf eine direkte Messung der Systemantwort d.h. auf die Energieerzeugung, mechanische Lasten oder strukturelle Verformung von Anlagenteilen bei einer bestimmten Windströmung (Anregung).

[00015] Die Schätzung von Windbedingungen sind daher das Nebenprodukt eines Reverse-Modeling, in dem die Systemantwort dazu benutzt wird, auf eine erwartete Auslenkung zu schliessen bzw. diese zu Schätzern.

[00016] Neuere Wege in der Industrie sind auf eine bessere Beschreibung von Windbedingungen vor dem Rotor gerichtet wie etwa mit LiDAR Technologie (Akronym für Light Detection And Ran ging), Anemometern, die in der Rotornabe angebracht sind und Kameras in den Rotorblättern, die deren Deformationen sichtbar machen. Jede dieser Vorgehens weisen hat jedoch Vor- und Nachteile:

[00017] LiDARs sind jedoch abhängig von Atmosphärenbedingungen und sind besser geeignet zur Windenergievorhersage als für die Lastabschätzung da sie mehr ein Gebiet vor der Turbine abtasten, als einen Punkt; auf der anderen Seite machen Anemometer an der Rotornabe das Gegenteil und liefern bessere Schätzungen als im Augenblick gängige, Nacellen basierte Messungen. Die US7281891B2 (2003-02-28) offenbart z.B. eine Windturbinenkontrolle, mit einem LiDAR Windgeschwindigkeitsmessgerät .

[00018] In den Blättern installierte Kameras sind eine weitere Verbesserungen da sie im Bereich der Wind zur Blatt Interaktion angeordnet sind. Allerdings ist ihre Sichtlinie begrenzt gegen die Blattspitze wenn sich die Blätter aus deren Sichtbereich biegen. DE102011011392A1 (2011-02-17) offenbart beispielsweise eine optische Messeinrichtung zur Messung der Verformung eines Rotorblattes einer Windkraftanlage.

[00019] Die US6909198B2 (2000-07-07) offenbart ein Verfahren und eine Einrichtung zur Verarbeitung und Vorhersage der Flussparameter von turbulenten Medien.

[00020] Ein einfacheres und verbessertes Verfahren sowie eine Einrichtung zur Vorhersage von Windströmungsbedingungen an einem Rotor ist daher wünschenswert.

ZUSAMMENFASSUNG

[00021] In einem ersten Aspekt wird daher eine Einrichtung zur Messung von Windströmungen an einem oder mehreren Rotorblättern einer Windkraftanlage offenbart. Die Einrichtung kann mindestens zwei Sensoren aufweisen, die dazu ausgelegt sein können, einen Fluiddruck an Punkten einer Rotorblattoberfläche zu messen. Dieser Fluiddruck kann ein durch Wind erzeugter Druck sein und als ein elektronisch verarbeitbares Signal ausgegeben werden.

[00022] Des Weiteren kann die Einrichtung eine Auswerteeinheit enthalten, die dazu ausgelegt sein kann, Signale der mindestens zwei Sensoren auszuwerten und sich die dabei ergebenden Auswertungsdaten einer nachfolgenden Steuereinheit zuzuführen.

[00023] In einem weiteren Aspekt wird ein Verfahren zur Bestimmung von Windparametern an einer Rotorblattoberfläche offenbart. Das Verfahren kann umfassen: Bestimmen von Luftdruckmesswerten an mindestens zwei Punkten einer Rotorblattoberfläche; Übernehmen der Luftdruckmesswerte in eine elektronische Auswerteeinheit; Auswerten der Luftdruckmesswerte und nachfolgend; Bestimmen eines oder mehrerer Parameter aus der Gruppe: Windgeschwindigkeitsvektor, Turbulenzintensität oder Wind-Scherung. [00024] Gemäß einem weiteren Aspekt, wird ein Rotorblatt offenbart, mit einer Messeinrichtung gemäß einem oder mehreren Aspekten der vorliegenden Offenbarung.

[00025] In einem weiteren Aspekt wird eine Windkraftanlage offenbart, mit einer Messeinrichtung gemäß einem oder mehreren Aspekten der vorliegenden Offenbarung.

KURZE BESCHREIBUNG DER ZEICHNUNGEN

[00026] Ausführungsbeispiele sind in den Zeichnungen dargestellt und in der nachfolgenden Beschreibung näher erläutert. In den Zeichnungen zeigen:

Fig. la, lb, und lc ein Rotorblatt gemäß Ausführungsformen der vorliegenden Anmeldung;

Fig. 2 einen Rotor einer Windkraftanlage in Frontansicht;

Fig. 3 eine Windkraftanlage im Windstrom in Seitenansicht; und

Fig. 4 ein Ablaufdiagramm für ein Verfahren gemäß Ausführungsformen der Erfindung.

BESCHREIBUNG DER BEVORZUGTEN AUSFUHRUNGSFORMEN

[00027] Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform, wird daher eine Messeinrichtung zur Messung von Windströmungen an einem oder mehreren Rotorblättern 110 einer Windkraftanlage offenbart. Die Messeinrichtung kann dabei mindestens zwei Sensoren 130 enthalten. Diese Sensoren können dazu ausgelegt sein, einen Fluiddruck an Punkten einer Rotorblattoberfläche zu messen und diesen als ein elektronisch verarbeitbares Signal auszugeben. Die Messeinrichtung kann weiter eine Auswerteeinrichtung enthalten, die dazu ausgelegt ist, Signale der mindestens zwei Sensoren auszuwerten und diese als Auswertedaten einer nachfolgenden Steuereinheit zuzuführen. Vorzugsweise können die Sensoren entlang einer Rotorblattachse 120 des Rotorblattes 110 angeordnet sein, wie in Fig. la und in Fig. lc (Seitenansicht) gezeigt.

[00028] Die Steuereinheit sowie die Auswerteeinrichtung können dabei in einem Rotorblatt angeordnet sein oder an einer anderen Stelle der Windkraftanlage Auswerteeinrichtung 150, 210 und Steuereinheit 220 können auch an unterschiedlichen Positionen der Windkraftanlage angeordnet sein beispielsweise kann die Auswärtseinrichtung in einem Rotorblatt angeordnet sein und die Steuereinheit im Turm der Windkraftanlage oder einem Maschinengehäuse, also dem Teil einer Windkraftanlage, in dem Generator, Getriebe etc. untergebracht sind.

[00029] Vorteilhafterweise können mehrere oder alle Rotorblätter 110 eines Rotors 200 entlang ihrer Rotorblattachse 120 mit Sensoren ausgestattet sein. Besonders vorteilhaft ist es, wenn mindestens zwei Sensoren entlang der Rotorblattachse jedes Rotorblattes angeordnet sind. Je höher die Anzahl an benutzten Sensoren, desto genauer können daraus folgend Parameter ermittelt werden. Fig. 2 zeigt einen Rotor 200 mit drei Rotorblättem 110. An einem der Blätter ist schematisch die Anordnung von Drucksensoren 130 entlang der Achse 120 des Rotorblatts gezeigt.

[00030] Gemäß den hier beschriebenen Ausführungsformen, die auf Drucksensoren entlang der Achse eines Rotorblatts Bezug nehmen, können die Drucksensoren parallel zur Achse des Rotorblatts angeordnet sein. Weiterhin, wird als Achse des Rotorblatts gemäß der hier beschriebenen Ausführungsformen die neutrale Faser des Rotorblatts betrachtet oder die Linie auf der Oberfläche des Rotorblatts, mit der größten Wind-Blatt-Interaktion. Diese Achse oder Linie kann ausgehend von der Blattwurzel zur Blattspitze eine gerade oder eine gekrümmte Linie sein. Die Definition der Rotorblattsachse, bzw. der Linie mit der größten Wind-Blatt-Interaktion, wird ausgehend von der Blattwurzel zur Blattspitze im Rahmen der hier beschriebenen Ausführungsformen einheitlich vorgenommen.

[00031] Gemäß einem weiteren vorteilhaften Aspekt, können die Sensoren der Messeinrichtung entsprechend einem oder mehrerer der vorhergehenden Aspekt, faseroptische Sensoren sein. Faseroptische Sensoren sind sehr wetterbeständig, robust und unempfindlich gegen zum Beispiel elektrische Einflüsse wie Blitzeinschläge, wie sie an Windkrafttürmen bzw. Rotorblättem auftreten können.

[00032] Faseroptische Sensoren, insbesondere faseroptische Drucksensoren, sind als solches bekannt und werden beispielsweise in der DE 10 2014 210 949 Al offenbart.

[00033] In einer weiteren Ausführungsform, wird eine Messeinrichtung gemäß einem oder mehrerer vorhergehender Aspekt offenbart, wobei die in der Messeinrichtung enthaltene Auswerteinrichtung dazu angepasst sein kann, aus den Auswertedaten einen oder mehrere Parameter aus der Gruppe Windgeschwindigkeitsvektor, Turbulenzintensität oder Wind-Scherung zu bestimmen. Die Auswerteinrichtung kann weiter dazu angepasst sein, aus den Auswertedaten eine eine Voraussage über die Windertragswahrscheinlichkeit zu ermitteln. Daraus kann ein Windgutachten erstellt werden, zur Prädiktion der Energieerträge die die Windenergieanlage liefern kann.

[00034] Dadurch, dass über die faseroptischen Drucksensoren die Windverhältnisse lokal an den Blättern bzw. an der Rotorblatt Oberfläche durch Auslenkung gemessen werden kann, können genauere Aussagen über einen zu erreichenden Windenergieertrag bzw. die kurzfristig zu erwartenden Windverhältnisse gemacht werden. Dies kann eine wesentlich genauere Regelung der Anlage ermöglichen, da sich an den Rotorblättern ein Echtzeitverhalten der Windverhältnisse ergibt.

[00035] Eine optimierte Windturbinenkontrolle wird daher nicht über deren Systemantwort realisiert, sondern kann vorteilhafterweise direkt über die Auslenkung der an den Rotorblättern angebrachten faseroptischen Sensoren realisiert werden, um damit die Anlage zu steuern.

[00036] Fig. 3 zeigt die Verhältnisse eines von Wind 310 angeströmten Rotors mit Rotorblättem 110, auf denen sich Drucksensoren 130 befinden.

[00037] In einer weiteren vorteilhaften Ausführungsform, wird eine Messeinrichtung gemäß einem oder mehrerer vorhergehender Aspekte offenbart, wobei die Auswerteeinrichtung weiter dazu angepasst sein kann, um aus den Auswertedaten eine Belastungsvoraussage eines oder mehrerer mechanischer Bauteile der Windkraftanlage zu bestimmen. Bei den mechanischen Bauteilen kann es sich beispielsweise um den Turm der Windkraftanlage handeln, um die Rotorblätter der Windkraftanlage oder auch um das Getriebe der Windkraftanlage. Alle diese Bauteile, sind den Belastungen durch wechselnde Windverhältnisse ausgesetzt, wie z.B. bei Betrachtung der Fig. 3 deutlich wird.

[00038] Die erfindungs gemäß mögliche Bestimmung der Windverhältnisse mit sehr kurzen Systemantwortzeiten, ermöglicht es, dass schneller auf Belastungen reagiert werden und somit ein übermäßiger Verschleiß der Anlage vermindert werden kann. Durch eine somit erhöhte Lebensdauer der Anlage, kann eine bessere Wirtschaftlichkeit erreicht werden.

[00039] Gemäß einer weiteren vorteilhaften Ausführungsform der vorliegenden Anmeldung, wird ein Verfahren 400 zur Bestimmung von Windparametern an einer Rotorblattoberfläche offenbart. Das Verfahren kann unter anderem umfassen:

[00040] Bestimmen 410 von Fluiddruckmesswerten, Insbesondere von Luftdruckmesswerten an mindestens zwei Punkten einer Rotorblatt Oberfläche. Übernehmen 420 der Luftdruckmesswerte in eine elektronische Aus werteeinheit sowie Auswerten 430 der Luftdruckmesswerte und nachfolgend ein Bestimmen 440 eines oder mehrerer Parameter aus der Gruppe: Windgeschwindigkeitsvektor, Turbulenzintensität oder Wind-Scherung.

[00041] Gemäß einer weiteren bevorzugten Ausführungsform, wird ein

Verfahren zur Bestimmung von Windparametern gemäß vorhergehenden Aspekten offenbart. Hierbei kann das Bestimmen der Luftdruckmesswerte mittels faseroptischer Sensoren geschehen, die entlang einer Rotorblattachse angeordnet sind.

[00042] Gemäß einer weiteren vorteilhaften Ausführungsform, wird ein

Rotorblatt 110 mit einer Messeinrichtung nach einem oder mehreren der vorhergehenden Aspect offenbart.

[00043] Gemäß einer weiteren vorteilhaften Ausführungsform, wird eine Windkraftanlage mit einem oder mehreren Rotorblättem 110 mit einer Messeinrichtung gemäß einem oder mehrerer Aspect der vorliegenden Anmeldung offenbart.

[00044] Insbesondere sind für Ausführungsformen der vorliegenden Erfindung folgende Merkmale vorteilhaft.

[00045] Es werden vorteilhafterweise faseroptische Sensoren entlang der Rotorblatt Achse angebracht. Messungen werden dadurch an optimalen Position entlang der Rotorblattachse durchgeführt, also genau da wo eine Wind-Blatt Interaktion erfolgt.

[00046] Diese örtliche Anordnung überwindet die Beschränkungen bisherige Vorgehensweisen weil sie die Windbedingungen entlang der gesamten, durch den Rotor beschriebenen Fläche misst und dies mit einer höheren Abtastrate.

[00047] Messung einer Auslenkung ist der Fokus und nicht eine Systemantwort. Vorteil durch time-to-response. Es ist nicht die Systemantwort von Interesse sondern die Messung einer Auslenkung als direkte Reaktion einer Krafteinwirkung durch Windanströmung.

[00048] Die gesamte Blattlänge und nicht nur Punkt-Schätzungen, wird zu Beschreibung des Windflusses genutzt. Messungen werden mit faseroptischen Sensoren durchgeführt die einen lokalen Druck messen können. Die Sensoren sind somit so angeordnet, dass die Messwerte alle Punkte zumindest entlang der Rotorblattachse abbilden können.

[00049] Die Messeinrichtung gemäß der hier vorliegenden Offenbarung und entsprechende Verfahren überwindet somit Probleme und Einschränkungen alternativer Vorgehensweisen:

[00050] Windgeschwindigkeitsvektor, Turbulenzintensität und Wind-Scherung werden als Flächen mit hohen Abtastraten messbar.

[00051] Turbulente Wind-Feld Modelle können besser validiert und weiter verbessert werden. Wind-Energie -Wahrscheinlichkeitsschätzungen können in ihrer Genauigkeit und Präzision verbessert werden. [00052] Die vorgestellten Verfahren und Einrichtungen ermöglichen neue Anwendungen. Beispielsweise ist eine sehr kurzzeitige Windenergievorhersagen (weniger als 10 Minuten Tor Zeit) möglich. Dieses ermöglicht, im Gegensatz zu bisherigen Vorgehensmaßnahmen, eine sehr effektive und schnelle Regelung der Windkraftanlage und kann damit zu einer optimierten Windenergieerzeugung beitragen. Die direkt an den Blättern der Anlage gemessenen Belastungswerte durch die Windströmung können vorteilhaft zum Betrieb und auch im Design von Windkraftanlagen verwendet werden.

[00053] Der Einfluss der Windgeschwindigkeit auf den Rotor, kann direkt am Meßort bestimmt werden (Pitch winkel und Blatt Torsionskalibrierung)

[00054] Eine Wind/Last Abhängigkeit ist in Echtzeit messbar (Hybridmodellkorrektur für Aero-elastische Modelle) und kann zu einem verbesserten Design bei der Windkraftanlagenentwicklung beitragen.

[00055] Eine optimierte Turbinenkontrolle wird nicht, wie bisher, über deren Systemantwort sondern direkt über deren Auslenkung realisiert, um damit die Windkraft Turbine zu steuern.

[00056] Obwohl die vorliegende Erfindung vorstehend anhand typischer Ausführungsbeispiele beschrieben wurde, ist sie darauf nicht beschränkt, sondern auf vielfältige Weise modifizierbar. Auch ist die Erfindung nicht auf die genannten Anwendungsmöglichkeiten beschränkt.