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Dokumentenidentifikation DE102006034106A1 12.04.2007
Titel Verfahren zum Betrieb einer Windturbine
Anmelder Gamesa Eólica, S. A., Zamudio, ES
Erfinder Llorente González, José Ignacio, Plencia, ES
Vertreter Ackmann, Menges & Demski Patentanwälte, 47051 Duisburg
DE-Anmeldedatum 20.07.2006
DE-Aktenzeichen 102006034106
Offenlegungstag 12.04.2007
Veröffentlichungstag im Patentblatt 12.04.2007
IPC-Hauptklasse F03D 7/00(2006.01)A, F, I, 20060720, B, H, DE
Zusammenfassung In einer Windenergieanlage und in einem Verfahren zum Betrieb einer Windenergieanlage wird die Rotordrehzahl und/oder die Ausgangsleistung des Generators reduziert, wenn Kennwerte bestimmte Grenzwerte überschreiten. Besagte Kennwerte gehören zu der Gruppe, bestehend aus relativ zur horizontalen Richtung der Hauptantriebsachse der Windenergieanlage zeigenden Windrichtung und Turbulenzen des Windes, die von externen Sensoren gemessen werden, genauso wie beliebige andere Kennwerte, die von einem oder mehreren an Komponenten der Anlage angebrachten Sensoren aufgenommen werden und den Zustang besagter Komponenten bestimmen.

Beschreibung[de]

Die vorliegende Erfindung bezieht sich auf ein Verfahren zum Betrieb einer Windenergieanlage in einem sicheren Modus, in dem Maße, dass im Betrieb die Sicherheit sichergestellt ist, während Ausgangsleistung und Verfügbarkeit maximiert werden. Die Erfindung bezieht sich des Weiteren sowohl auf die Anwendung dieser Methode als auch auf eine für diese Zwecke entwickelte Windenergieanlage.

Verschiedene ungünstige äußere Bedingungen, hauptsächlich durch ungünstiges Wetter, führen zwangsläufig zu einer übermäßigen Belastung der Windenergieanlage. Einerseits sollte das Betreiben einer Windenergieanlage unter solch harten Bedingungen vermieden werden, um Belastungen, die zu Beschädigungen führen zu vermeiden, andererseits führt das Anhalten der Anlage unter diesen Bedingungen zu einem beträchtlichen Einbußen in der Energieproduktion und somit zu wirtschaftlichen Verlusten.

Einige ungünstige "interne" Bedingungen könnten ebenfalls zu übermäßigen Belastungen führen. Solch eine Bedingung könnte etwa ein falscher Gierwinkel sein, wenn also die Anlage nicht ordnungsgemäß nach dem Wind ausgerichtet ist. Um einen Fehler im Gierwinkel zu eliminieren, wird einige Zeit benötigt, da die Drehgeschwindigkeit der Anlage recht langsam ist (z.B. 0,5°/s). Also kann ein solcher Fehler, genauso wie die meisten ungünstigen externen Bedingungen, für einige Zeit bestehen bleiben. Andere Bedingungen, wie fehlerhafte Einstellungen oder ein falsches Anpassen an die vorherrschenden Wetterbedingungen, können ebenfalls als "interne" Bedingungen angesehen werden.

Einige abnormale interne Bedingungen könnten die sichere Maximalleistung und Maximalrotordrehzahl der Windenergieanlage herabsetzen. So ist es zwar, unter bestimmten Bedingungen unsicher, die Anlage mit Nennleistung oder Nenndrehzahl zu betreiben, jedoch wäre es sicher, die Anlage auf einem niedrigeren Leistungs- und Drehzahlniveau zu betreiben. Solche Bedingungen könnten beispielsweise ein erhöhter Grad von Geräuschen, Temperatur oder Vibrationen sein.

Solche Bedingungen verlangen jedoch oftmals Wartungen an der Anlange, andererseits ist es gut möglich, die Anlage auf einem niedrigerem Leistungs- und Drehzahlniveau zu betreiben, während auf Wartungsarbeiten gewartet wird. Die Anlage unter solchen Bedingungen anzuhalten, führt dann zu unnötigen wirtschaftlichen Verlusten.

Nach dem Stand der Technik werden Maßnahmen ergriffen um die Problematik des Schutzes vor Überlastung einer Windenergieanlage anzugehen:

EP 847.496 gibt an, bei Windgeschwindigkeiten über einem bestimmten Limit das Leistungsniveau der Anlage zu erniedrigen.

US 2002/723 eröffnet verschiedene Möglichkeiten um eine optimale wirtschaftliche Effizienz zu erreichen, indem die Ausgangsleistung reduziert wird. Es wird erwähnt, dass die Anlage, solange sie jünger ist, mit höherer Last betrieben werden kann, um sie schneller zu amortisieren, und sie später auf niedrigerem Niveau zu betreiben um ihre Lebensdauer zu erhöhen (section 0025).

In Abschnitt 0028 wird folgendes erwähnt: Sind die Kosten der Energieproduktion (cost-of-energy) höher, als die Kosten der Energieproduktion, welche vom Effizienzmodell bestimmt wurden, wird die Anlage so lange angehalten, bis bessere Bedingungen vorherrschen (z.B. weniger Turbulenzen oder eine niedrigere Windgeschwindigkeit).

US 4,339,66 beschreibt einen sicheren Betriebsmodus, der auf Messungen von Pitch und Drehmoment basiert.

DE 297 15 249 beschreibt Regelungen basierend auf Messungen von maximalen Gier- und Pitchmomenten, nach denen die Pitchwinkel der Rotorblätter eingestellt werden.

DE 102 32 021 gibt eine Methode zur Vorhersage von Windböen bekannt, um somit die Last Auf die Anlage zu Reduzieren.

EP 998.634 beschreibt Messvorrichtungen wie etwa Windgeschwindigkeitsmesser in den Rotorblättern oder Lastsensoren in der Nabe um die aktuelle Belastung des Hubs oder der Hauptwelle zu bestimmen, sowie dem Einstellen der Pitchwinkel der Rotorblätter in Abhängigkeit dieser Messergebnisse. Der Teilantrag EP 1.243.790 beschreibt das Messen der aktuellen Last auf Teile der Anlage und das kontinuierliche Verstellen des Pitchwinkels jedes Rotorblattes in Abhängigkeit dieser Messwerte.

EP 1.013.925 beschriebt das Messen von Windgeschwindigkeit und Wellenhöhe an offshore Windenergieanlagen, um die Totallast am Turm und dem Fundament zu errechnen, und das Einstellen des Pitchwinkels in Abhängigkeit dieser Lasten.

EP 1.125.060 beschriebt das Verlangsamen der Rotationsgeschwindigkeit zwischen einer unteren und oberen Grenze der Windgeschwindigkeit, sowie dem Anhalten der Anlage bei Überschreiten der oberen Grenze.

EP 1.132.614 beschreibt ein Verringern der Leistung in Abhängigkeit von Messungen verschiedener Kenngrößen wie etwa der Rotationsgeschwindigkeit, Leistung, Moment, Neigung, Pitchwinkel, Pitchrate, Windgeschwindigkeit, Windrichtung, Beschleunigung von Maschinenteilen, Beanspruchung in Maschinenteilen und/oder Winddaten in oder vor der Rotorebene, und dem Erstellen von Formeln für die Last auf oder die Auswirkungen auf die Windenergieanlage auf Basis dieser Messungen.

JP 59 176,472 erläutert das einstellen des Pitchwinkels in Abhängigkeit der Windgeschwindigkeit um somit die Momente zu reduzieren und die Sicherheit zu erhöhen.

JP 60 79,180 eröffnet das Registrieren von Belastungen in den Blättern und das dementsprechende Einstellen des Pitchwinkels, um dadurch das Einhalten gewisser Belastungsobergrenzen sicherzustellen.

US 5,289,041 erläutert das erniedrigen der Rotationsgeschwindigkeit in Abhängigkeit der Windgeschwindigkeit und des Windnachführungsfehlers.

US 2004/108,729 beschreibt Messungen von Beschleunigungen am Turm mit dem Sinn, für Zeitabschnitte mit kritischer Rotationsgeschwindigkeit, Wartungsarbeiten an der Anlage bei erniedrigter Leistung anzuberaumen.

WO 01/66940 eröffnet das Erniedrigen der Rotationsgeschwindigkeit hin zu einem Sollwert, der durch Messwerte oder Berechnungen von Leistung und Moment zustande kommt, und aufgrund welcher die entsprechenden Rotationssollwerte berechnet werden.

Das Ziel und der Gegenstand dieser Erfindung ist das Beschützen der Windenergieanlage vor Belastungen, welche die Struktur und Bestandteile der Anlage über ein gewisses Maß beanspruchen, und des Weiteren sicherzustellen, dass die Windenergieanlage auch in widrigen Wetterbedingungen oder in Situationen wie Störungen, Fehlern oder bei reduzierter Leistung betrieben werden kann, um ihre Energieproduktion zu maximieren.

Entsprechend des Verfahrens der Erfindung wird dies erreicht, indem die Rotationsgeschwindigkeit und/oder die Leistung der Anlage reduziert wird (ohne die Anlage anzuhalten), wenn eine ungünstige Bedingung, welche übermäßige Belastungen auf die Anlage ausübt, festgestellt wird.

Im Detail beinhaltet das Verfahren den Schritt, die Rotorgeschwindigkeit und/oder die Generatorleistung zu drosseln, sollte ein oder mehrere Messwerte die voreingestellten Grenzen überschreiten. Besagte Messwerte gehören in die Gruppe bestehend aus der Windrichtung, relativ zur horizontalen Ausrichtung der Hauptwelle des Rotors und den Windturbulenzen, welche von externen Sensoren aufgenommen werden, ebenso wie jeder andere Messwert, der von einem oder mehreren Sensoren, angebracht an Komponenten der Anlage, an dieser Komponente aufgenommen werden.

Durch diese Messungen wird es möglich eine Vielzahl von Einflüssen in den Entscheidungsprozess, ob die Rotorgeschwindigkeit und/oder die Leistung der Anlage reduziert werden soll, mit einfließen zu lassen und somit diese Entscheidung besser und differenzierter zu treffen.

Beispielsweise wird eine Windanlage nach dem Stadt der Technik, bei welcher einzig die Windgeschwindigkeit gemessen wird, bei einer Windgeschwindigkeit zwischen 18 m/s und 30 m/s, üblicherweise bei 25 m/s, angehalten. Die schädigenden Eigenschaften des Windes hängen jedoch nicht allein von der Windgeschwindigkeit, sondern auch von den Turbulenzen, der Böigkeit und der Beständigkeit der Windrichtung ab.

Werden solche zusätzlichen Messwerte mit einbezogen, wird es möglich, die Windenergieanlage bei Windgeschwindigkeiten zu betreiben, die beträchtlich über 25 m/s liegen, sofern der Wind gleichmäßig und somit weniger schädigend weht, oder entsprechend die Windenergieanlage bei Windgeschwindigkeiten unter 25 m/s anzuhalten, sofern die Windbedingungen turbulent und Böig sind.

Der Ausdruck "Komponenten der Anlage" ist allgemein zu verstehen und umfasst sowohl den Unterbau, Turm, die Gondel, Maschinen, Elektrik, Elektronik, Rotor mit Rotorblättern usw.

Der Ausdruck "die voreingestellten Grenzen überschreiten" ist ebenso allgemein zu verstehen. Selbst wenn kein exakter Grenzwert definiert ist, kann es nach dieser Erfindung zu einer Reaktion kommen, sollte ein Messwert einen als ungünstig oder unsicher angesehenen Wert erreichen, oder wenn der Messwert Werte innerhalb eines bestimmten, als ungünstig oder unsicher angesehenen, Intervalls erreicht.

Es ist eine Möglichkeit, dass die horizontal zur Hauptwelle der Anlage gemessene Windrichtung von einer Windfahne auf der Gondel der Windenergieanlage gemessen wird.

Es ist des Weiteren möglich, die Turbulenzen mittels eines Anemometers, welches die Windgeschwindigkeit aufnimmt und beispielsweise auf der Gondel der Windenergieanlage montiert ist, zu messen.

Durch solche Ausführungen erreicht man eine einfache und dennoch verlässliche Messmethode, und sie liefern relativ kurze Antwortzeiten und einen ausreichenden Grad an Genauigkeit.

Eine mögliche Ausführungsform besteht aus Dehnungsmessstreifen, welche an einem oder mehreren Rotorblättern angebracht sind und die auf das Rotorblatt wirkende Kraft oder die resultierende Biegung desselben messen.

Eine weitere mögliche Ausführungsform besteht aus, an einem oder mehreren Rotorblättern angebrachten, Sensoren wie etwa Beschleunigungsmessern, die die Bewegung des entsprechenden Rotorblattes aufnehmen.

Diese Methoden, bei welchen der Status oder die Aktivitäten der Rotorblätter gemessen und als Parameter einer Regelstrecke verwendet werden, stellen alternative Ausführungsformen einer möglichen Methode entsprechend der Erfindung dar.

Die Signale der auf den Rotorblättern montierten Sensoren werden vorzugsweise zusammen mit den Daten über die aktuelle Position des entsprechenden Rotorblattes gespeichert.

Solch eine Datenspeicherung bildet die Grundlage zur Herleitung von Informationen über Winkel- oder Richtungsphänomene, die auf den Rotor oder die Windenergieanlage einwirken. Solche Phänomene umfassen Windunregelmäßigkeiten wie Windscherung (unterschiedliche Geschwindigkeiten in unterschiedlichen Höhen), relativ zur Rotationsaxe des Rotors gemessene Windrichtung, usw.

In dieser Verbindung werden die Daten über horizontalen oder vertikalen Wind (oder die Kombination beider) vorzugsweise mit den auf den Rotorblättern angebrachten Sensoren in Abhängigkeit der Position eines jeden Rotorblattes aufgenommen.

Entsprechend der Erfindung können Schwingungsbewegungen der Rotorblätter in Abhängigkeit der Winkelinformation des entsprechenden Rotorblattes als Ursache des Windes, der aus einer anderen als der axialen Richtung (die gerade aus Richtung) kommt, interpretiert werden. Somit kann die Windrichtung aus mit dem Rotorwinkel in Beziehung gebrachten Daten von den an jedem entsprechenden Rotorblatt angebrachten Sensoren abgeleitet werden.

In einer möglichen Ausführungsform werden Windturbulenzen aus Werten von in den Rotorblättern angebrachten Sensoren, vorzugsweise in Abhängigkeit der Rotorstellung, bestimmt.

Auf diese Weise werden die Windturbulenzen im größten Teil oder der Gesamtheit der Rotorfläche gemessen. Es ist ersichtlich, dass diese Messungen ein klareres Bild über die von Turbulenzen erzeugten Belastungen an der Windenergieanlage liefern, als Messungen an einem oder wenigen Orten, z.B. von einem Anemometer auf der Gondel.

Die Aktivitäten der Pitchreglung werden möglichst aufgezeichnet und dazu verwendet, um die Eigenschaften des Windes, wie vertikale und/oder horizontale Windrichtung oder Turbolenzen, zu berechnen.

Es ist im Bereich der Steuerung und Regelung von Windenergieanlagen bekannt, dass das Regelungssystem für den Pitchwinkel eines jeden Rotorblattes innerhalb eines Bruchteiles einer Rotorumdrehung reagieren kann.

Mit einer solch schnellen Pitchregelung wird die Aktivität dieses Systems, entsprechend der Erfindung, ein Bild von der Windgeschwindigkeit und Turbulenzen innerhalb eines jeden von einem Rotorblatt durchlaufenden Kreissektors liefern.

Entsprechend der Erfindung wird diese Aktivität aufgenommen und/oder analysiert, was ein Bild über die Windgeschwindigkeit und Turbulenzen innerhalb verschiedener Sektoren, beispielsweise in verschiedenen Höhen über dem Boden, liefert. Solche Aufnahmen und Analysen werden dann als Basis für die Entscheidung dafür, ob die Rotorgeschwindigkeit oder die Ausgangsleistung der Anlage herabgesetzt werden soll, benutzt.

In einer möglichen Ausführungsform der Erfindung wird die Temperatur einer oder mehrerer Komponenten des Antriebssatzes und/oder des Generatorensystems mit Temperatursensoren überwacht.

Mit dieser Maßnahme ist es möglich die Anlage zu verlangsamen oder die Ausgangsleistung zu reduzieren, sollte es innerhalb der Maschinerie zu erhöhten Temperaturen kommen. Solche erhöhten Temperaturen könnten durch Fehlfunktionen, Ölverlusten, heißes Wetter oder ähnliche Bedingungen zu Stande kommen, und in den meisten Fällen führt eine erhöhte Temperatur zu übermäßigen Belastungen in den Komponenten der Anlage. Das Verlangsamen der Anlage und/oder erniedrigen der Ausgangsleistung verringert die Hitzeentwicklung und somit die betreffenden Temperaturen.

In einer weiteren möglichen Ausführungsform werden die Vibrationen von, oder die Geräusche in, einzelnen oder mehreren Komponenten des Antriebssatzes und/oder des Generatorensystems mit Beschleunigungssensoren überwacht.

Mit dieser Maßnahme ist es möglich die Anlage zu verlangsamen oder die Ausgangsleistung zu reduzieren, sollte es zu übermäßigen Geräuschen oder Vibrationen innerhalb der Maschinerie der Windenergieanlage kommen. Solch übermäßige Geräusche oder Vibrationen könnten durch Fehlfunktionen, Ölverluste, Ermüdung, Beschädigungen oder ähnliches zu Stande kommen. Das Verlangsamen der Anlage und/oder Erniedrigen der Ausgangsleistung entsprechend dieser Erfindung wird die Gefahr weiterer Schäden reduzieren.

In einer weiteren Variation dieser Ausführungsform dieser Erfindung wird das Geräusch- und/oder Vibrationsmuster analysiert und entsprechen der getroffenen Analysen auf diese reagiert. So könnte beispielsweise die Windenergieanlage angehalten werden, sollten die Geräusch- oder Vibrationspegel über eine gewisse Zeitperiode stärker werden.

Entsprechen dieser Erfindung ist es möglich, Vibrationen des Traggerüstes, wie etwa des Turmes oder seines Unterbaus, mit Beschleunigungs- oder Vibrationssensoren aufzunehmen.

Turmbewegungen könnten beispielsweise durch extrem starke Böen oder Turbulenzen verursacht werden, und es ist während solcher Bedingungen essenziell, die Windenergieanlage zu verlangsamen und/oder ihre Ausgangsleistung zu reduzieren um unerwünschte Schwingungen in flexiblen Komponenten wie den Rotorblättern zu vermeiden.

Es ist ebenfalls möglich die Vibrationen und Geräusche zu analysieren, bzw. Eigenschaften wie etwa Frequenzspektren, Vibrationen und Geräuschpegel aufzunehmen.

Dadurch können wertvolle Informationen darüber gewonnen werden, wie einzelne Komponenten der Windenergieanlage auf unterschiedliche Arbeitsbedingungen reagieren, wie sie altern oder gar ausfallen.

Entsprechend jedem vorhergehenden Anspruch, ein Verfahren, bei dem die Ausgangsleistung des Generators von einem Leistungsmesssystem überwacht wird.

Entsprechend der Erfindung liefert das Überwachen der Ausgangsleistung eine präzisere und akkuratere Regelung des Ausgangsleistungsniveaus.

Entsprechend jedem vorhergehenden Anspruch, ein Verfahren, bei welchem laterale Bewegungen des Turmes oder der Gondel von einem oder mehreren Bewegungssensoren, wie beispielsweise Beschleunigungssensoren oder Dehnungsmessstreifen, gemessen werden.

Das Verwenden von Sensoren für diese Bewegungsrichtungen erlaubt es, Signale der Bewegungsrichtung des Turmes oder der Gondel als Eingangssignale in das der Erfindung entsprechende Regelungssystem zu geben.

Entsprechend jedem vorhergehenden Anspruch, ein Verfahren, bei welcher Windinformationen, wie beispielsweise die Windrichtung relativ zur Gondel, Windgeschwindigkeit und Turbulenzen von Sensoren, wie beispielsweise Staudruckmessern, Heißfilmsensoren, Lasersensoren oder Ultraschallsensoren, welche Winddaten an dem entsprechenden Rotorblättern sammeln, berechnet werden.

Wenn solche Daten zusammen mit Informationen über die aktuelle Rotorlage verarbeitet werden, können die gesuchten Winddaten mittels entsprechender Computerverarbeitung bestimmt werden. Winddaten, die auf diese Art und Weise bestimmt werden, können verlässlicher sein als Winddaten, die von herkömmlichen oder sogar spezialisierten auf der Gondel montierten Sensoren, aufgenommen werden.

Die oben genannten Ziele werden des Weiteren dadurch erreicht, dass die Methode dieser Erfindung dazu verwendet wird um die Windenergieanlage in Wetterbedingungen zu betrieben, die folgende Bedingungen beinhalten: Windnachführungsfehler; starke Turbulenzen, hohe Windgeschwindigkeiten oder Böigkeit; Windscherung, Auf- oder Abwind; Wirbel von anderen Windenergieanlagen; oder um die Anlage in mechanischen oder elektrischen Umständen zu betreiben, die folgende Bedingungen beinhalten: Hoher Grad an Vibrationen oder hohe Temperaturen in der Anlage, hohe Anlagenlast, Netzschwankungen oder Fehler oder Ausfälle in der Anlage.

In vielen Störfällen kann eine Windenergieanlage noch weiterhin sicher bei erniedrigter Ausgangsleistung und/oder Geschwindigkeit betrieben werden, selbst wenn die Anlage nicht unter Nennbedingungen läuft. So ist es durch Anwenden des Verfahrens dieser Erfindung möglich, die Windanlage weiterhin zu betreiben während sie infolge eines Störfalles auf Instandhaltung wartet oder im Falle von Abnutzung oder Alterung. Auf diese Weise ist die Anlage immer noch im Betrieb und damit in der Lage Energie zu erzeugen, wodurch die wirtschaftlichen Einbußen infolge eines Störfalles oder eingeschränkter Verfügbarkeit reduziert werden.

Die oben genannten Ziele werden des Weiteren dadurch erreicht, dass das Verfahren dieser Erfindung dafür verwendet werden kann, die Anlage bei Windgeschwindigkeiten über 25 m/s zu betreiben.

Nach dem Stand der Technik ist es allgemein unangebracht eine Windenergieanlage bei Windgeschwindigkeiten über 25 m/s zu betreiben. Jedoch liegt dies zu einem Großteil an der erhöhten Risiko für das Auftreten von Böen und Turbulenzen bei hohen Windgeschwindigkeiten, wobei hohe Windgeschwindigkeiten alleine die Anlage nicht notwendigerweise beschädigen.

Wenn Geschwindigkeit und Ausgangsleistung der Anlage entsprechend der Erfindung kontrolliert herabgesetzt werden, werden die ungünstigen Belastungen durch Windgeschwindigkeit, Böen und Turbulenzen auf ein akzeptables Maß reduziert.

Wenn die Böigkeit und die Turbulenzen des Windes bei hohen Geschwindigkeiten mittels der oben genannten Verfahren bestimmt werden, ist es möglich die Geschwindigkeit und/oder Ausgangsleistung der Anlage auf ein akzeptables Niveau ungünstiger Belastungen zu reduzieren, wobei das Erniedrigen der Geschwindigkeit und/oder der Leistung kleinere Ausmaße annimmt, als das bei herkömmlichen Verfahren notwendig wäre.

Dies führt dazu, dass die Geschwindigkeit und Leistung der Anlage auch bei Bedingungen wie hohen Windgeschwindigkeiten, Böigkeit und/oder Turbulenzen kontinuierlich auf hohem Niveau gehalten werden kann. Dadurch kann die Geschwindigkeit und Ausgangsleistung beträchtlich höher gehalten werden, als dies nach dem Stand der Technik möglich ist.

Die oben genannten Ziele werden des weiteren dadurch erreicht, dass das Verfahren auch benutzt werden kann, um offshore Windenergieanlagen bei schwerem Seegang zu betreiben.

Schwerer Seegang hat höchstwahrscheinlich einen sehr großen Einfluss auf den Turm und Unterbau einer offshore Windenergieanlage mit permanenten Spannungen, Bewegungen und Belastungen des Turmes und des Unterbaus.

Das Betreiben einer offshore Windenergieanlage unter solchen Bedingungen wird zusätzliche Belastungen auf sowohl tragende als auch bewegliche Teile der Anlage ausüben. Die Bewegungen des Turmes üben zusätzliche Belastungen auf die beweglichen Teile aus, und der Turm wird durch das erhöhte Vibrationsniveau, was durch die Maschinerie verursacht wird, zusätzlich belastet.

Entsprechend der Erfindung wird das Reduzieren der Geschwindigkeit und/oder der Ausgangsleistung solche nachteiligen Effekte auf den Turm und die beweglichen Teile verkleinern und somit einen kontinuierlichen Betrieb während solch schweren Seegangs sicherstellen. Somit steht die Anlage trotz reduzierter Energieproduktion bei solchen Wetterbedingungen immer noch zur Verfügung, was eine erhöhte Amortisation sicherstellt.

Des weiteren werden die oben genannten Ziele dadurch erreicht, dass eine Windenergieanlage:

Bestehend aus einem Generator, der Elektrizität erzeugt, und ein Steuerungssystem, welches mindestens den Pitch, die Windnachführung und die Ausgangsleistung des Generators regelt.

Bestehend aus einem oder mehreren Sensoren, welche an das Steuerungssystem angeschlossen sind um Messdaten aufzunehmen; und bestehend aus Aktuatoren, die von der Steuerung angesprochen werden mindestens den Pitch und die Windnachführung der Windenergieanlage einzustellen, und ein Regelkreis, der der Steuerung untergeordnet ist und zumindest die Ausgangsleistung des Generators regelt.

Ist charakterisiert dadurch, dass:

Der/die Sensor/en zu der Gruppe gehören, die aus einem externen Windrichtungssensor und einem externen Windturbulenzensensor und jedem anderen beliebigen Sensor, der an einer Komponente der Anlage befestigt ist und dessen Status oder Zustand aufnimmt, bestehen.

Es ist möglich, dass der Windrichtungssensor aus einer Windfahne, die auf der Gondel der Windenergieanlage montiert wird, besteht.

Es ist des Weiteren möglich, dass der Windturbolenzensensor aus einem Anemometer, welches auf der Gondel der Windenergieanlage befestigt wird, besteht.

Es ist des Weiteren möglich, dass "jeder andere beliebige Sensor" an den Rotorblättern angebrachter Dehnungsmessstreifen sind, der Biegekräfte oder die daraus resultierende Verformung misst.

In einer Ausführungsform besitzt die Windenergieanlage Sensoren wie etwa Beschleunigungsmesser, die an einem oder mehreren Rotorblättern angebracht sind und Bewegungen von, oder Geräusche in den jeweiligen Rotorblättern messen, und/oder Sensoren, welche den aktuellen Rotorwinkel und damit die Position jedes Rotorblattes bestimmen.

Mittels dieser Methoden können dieselben Vorteile erreicht werden, wie die im Zusammenhang mit den Verfahrensansprüchen Erwähnten, in welchen die eben definierte Windenergieanlage besonders dafür geeignet sein wird, die Ausführungsformen des Verfahrens der Erfindung zu verwenden.

In einer Windenergieanlage, die eine Pitchregelung beinhaltet, ist es entsprechend der Erfindung möglich, dass die Pitchregelung die technische Möglichkeit und damit die Fähigkeit besitzt, Daten zu versenden um somit die aktuellen Informationen über den Pitchwinkel eines jeden Rotorblattes an das Hauptkontrollsystem zu übermitteln.

Somit können Parameter vom Pitchsystem als Eingangssignale für das Kontrollsystem, welches nach dem Verfahren dieser Erfindung arbeitet, dienen.

Allgemein spiegeln die Aktivitäten der Pitchregelung ungleichmäßige Windbedingungen wie Böigkeit wider. Die Aktivitäten von fortschrittlicheren Pitchregelungen können ungleichmäßige Windbedingungen wie Turbulenzen und Windscherung (die innerhalb des vom Rotor durchlaufenden Kreises auftretenden unterschiedlichen Windgeschwindigkeiten in unterschiedlichen Höhen) widerspiegeln, womit mehr Details über die momentane Windsituation bekannt sind, mit welcher die Geschwindigkeit und/oder Ausgangsleistung der Anlage entsprechen der Erfindung geregelt werden kann.

Es ist möglich, dass die Windenergieanlage über Temperatursensoren verfügt, um die Temperatur des Antriebssatzes und/oder des Generatorensystems zu überwachen.

Es ist des Weiteren möglich, dass die Windenergieanlage über Beschleunigungs- oder Vibrationssensoren verfügt, um die Vibrationen von oder Geräusche in einzelnen Komponenten des Antriebssatzes oder des Generatorensystemes zu messen.

Dank dieser Messungen kann die Geschwindigkeit oder Ausgangsleistung der Anlage reduziert werden, sollte es zu übermäßigen Schwingungen oder Geräuschen in, oder überhöhten Temperaturen von Komponenten kommen. Solch ein Überhitzen kann aufgrund von ungünstigen Klima- und Arbeitsbedingungen kommen, wobei ein Überhitzen generell genauso wie Vibrationen oder Geräusche von Fehlern oder Störfällen in einzelnen Komponenten der Windenergieanlage herrühren können.

Es ist generell Möglich, dass die Windenergieanlage über ein System zur Leistungsmessung verfügt, um damit die Ausgangsleistung des Generators zu messen.

Abschließend ist es möglich, dass zu den Sensoren auch ein oder mehrere Bewegungssensor(en) wie etwa Beschleunigungsmesser oder Dehnungsmessstreifen gehören um laterale Bewegungen des Turmes zu messen. Solche Bewegungen werden hauptsächlich durch harte Wetterbedingungen verursacht.

Mittels dieser Methoden können dieselben Vorteile erreicht werden, wie die im Zusammenhang mit den Verfahrensansprüchen Erwähnten, in welchen die eben definierte Windenergieanlage besonders dafür geeignet sein wird, die Ausführungsformen des Verfahrens der Erfindung zu verwenden.

Im folgenden Abschnitt werden Ausführungsformen der Erfindung im Detail erklärt und es wird auf die folgenden Graphiken verwiesen:

Es zeigt

1 zeigt die auf einen Schnitt eines Rotorblattes einer Windenergieanlage wirkende Kräfte;

2 zeigt die Bildung der relativen Windgeschwindigkeit WR;

3 zeigt das Reduzieren der Ausgangsleistung der Anlage bei hohen Windgeschwindigkeiten;

4 zeigt das Reduzieren der Ausgangsleistung der Anlage bei hohen Windgeschwindigkeiten in Abhängigkeit von Grenzwerten anderer Kenngrößen;

5 stellt die Überwachung der Rotorflügellast bildlich dar;

6 zeigt das Reduzieren der Ausgangsleistung im Falle eines erhöhten Windnachführungsfehlers;

7 zeigt das Reduzieren der Ausgangsleistung im Falle eines erhöhten Windnachführungsfehlers innerhalb verschiedener Windgeschwindigkeitsintervalle;

8 zeigt das Reduzieren der Ausgangsleistung und/oder der Rotorgeschwindigkeit im Falle einer erhöhten Rotorblattbiegung und

9 zeigt die Überwachung der Komponentenbeschleunigung.

Der größte Teil der auf die Windenergieanlage einwirkenden Last wird von der Einwirkung der relativen Windgeschwindigkeit auf die Rotorblätter verursacht. Die Last auf die Rotorblätter wird allgemein durch die Auftriebskraft L und den Luftwiderstand D definiert, wie in 1 dargestellt ist und folgendermaßen berechnet wird: L = S &rgr; WR2 CL A D = S &rgr; WR2 CD A

– Hierbei ist:

&rgr;
die Luftdichte
WR
die Windgeschwindigkeit relativ zum Abschnitt des Rotorblattes
A
die Fläche des Rotorblattabschnittes
CL
der dimensionslose Auftriebskoeffizient (in Abhängigkeit des Zustromwinkels &agr;); und
CD
der dimensionslose Luftwiderstandskoeffizient (in Abhängigkeit des Zustromwinkels &agr;)

Die Auftriebs und Windwiderstandskräfte L und D wirken entlang einer virtuellen Auftriebslinie, die sich parallel zu der Vorderkante des Rotorblattes erstreckt und 25% der Rotorblattbreite von der Vorderkante innerhalb des Rotorblattes entfernt liegt. In 1 erstreckt sich diese Linie orthogonal zur Zeichenebene und durch das Auftriebszentrum CL.

Für das dargestellte Profil wird das Auftriebszentrum CL auf R der Sehnenlänge K hinter der Vorderkante des Profiles angenommen, wie gezeigt, bei K/4.

Die relative Windgeschwindigkeit WR ist eine Kombination aus der freien Windgeschwindigkeit WF und der Virtuellen Windgeschwindigkeit &ohgr;3r, welche mit der der Winkelgeschwindigkeit &ohgr; des Rotors der Windenergieanlage und dem radialen Abstand r vom Rotationszentrum gebildet wird: WR = ((&ohgr; r)2 + WF2)1/2

– Hierbei ist:

(&ohgr; r)
die Winkelgeschwindigkeit des Rotorblattabschnitts (der (&ohgr; r)-Vektor geht in die entgegengesetzte Richtung zur Bewegungsrichtung des Rotorblattabschnitts);
WF
die freie Windgeschwindigkeit

Dieser Zusammenhang ist in 2 dargestellt.

Durch die oben genannten Zusammenhänge erscheint es, als ob die Kräfte, die auf die Windenergieanlage wirken, mit dem Quadrat der Windgeschwindigkeit zunehmen; Schwankungen der Windgeschwindigkeit führen jedoch zu sogar noch stärkeren Schwankungen der Kraft – und damit der Last. Solche Schwankungen sind kritisch in der Hinsicht, dass sie ermüdet auf die Rotorblätter und auf die Anlage im Allgemeinen wirken.

So kann die Last auf die Windenergieanlage effektiv verringert werden, indem man die relative Windgeschwindigkeit verringert; in der Praxis wird dies durch ein Reduzieren der Rotordrehzahl erreicht.

Schwankungen der Rotordrehzahl ziehen wesentlich größere Schwankungen der relativen Windgeschwindigkeit WR nach sich als Schwankungen der freien Windgeschwindigkeit WF, zumindest in den äußeren Bereichen der Rotorblätter.

Jedoch führt ein Erniedrigen der Rotordrehzahl bei gleichbleibender Ausgangsleistung des Generators zu einem erhöhten Drehmoment (Leistung = Drehmoment × Rotationsgeschwindigkeit).

Entsprechend der Erfindung kann bei dementsprechend harten Wetterbedingungen oder anderen ungünstigen Bedingungen die Ausgangsleistung des Generators ebenfalls erniedrigt werden, abhängig von der Abnahme der Rotationsgeschwindigkeit und des Aktuellen Drehmomentes im Getriebe.

Es ist unerlässlich, dass die Windenergieanlage in harten Wetterbedingungen ihren Betrieb aufrechterhält um das Elektrizitätsnetz weiterhin zu versorgen. Es ist wohl bekannt, dass ein Netz zusammenbrechen kann, wenn ein großer Generator plötzlich ausfällt oder vom Netz genommen wird.

In Gebieten mit einem hohen Anteil an Windenergieanlagen können bei starkem Wind bis zu 50–80% der produzierten Energie aus Windkraft stammen. Das Risiko eines solchen Netzzusammenbruches ist bei den Windenergieanlagen nach dem Stand der Technik stark erhöht, da diese bei Überschreiten einer gewissen Windgeschwindigkeit vom Netz genommen werden und anhalten.

Damit ein Versorgungsnetz mit einem hohen Anteil an Windenergie nicht gefährdet ist bei schlechtem Wetter, mit hohen Windgeschwindigkeiten und starken Böen, zusammenzubrechen, können die Windenergieanlagen entsprechend der Erfindung angepasst und erweitert werden um so selbst bei recht hohen Windgeschwindigkeiten weiterhin Energie produzieren zu können.

Dies wird möglich, wenn die Windenergieanlagen so angepasst werden, dass sie ihre Rotorgeschwindigkeit und Ausgangsleistung bei hohen Windgeschwindigkeiten (beispielsweise 25 m/s) herabsetzen können.

Entsprechend der Erfindung wird die Rotorgeschwindigkeit und Ausgangsleistung erniedrigt um die verschiedenen Belastungen auf die Komponenten der Windenergieanlage innerhalb sicherer Grenzwerte zu halten.

3 zeigt den Zusammenhang zwischen der Windgeschwindigkeit W und der Ausgangsleistung der Windenergieanlage P. Steigt die Windgeschwindigkeit W an, fängt die Anlage bei der Windgeschwindigkeit A an Energie zu erzeugen und erreicht ihre Nennleistung E bei der Nennwindgeschwindigkeit B.

Eine Windenergieanlage nach dem aktuellen Stand der Technik wird für eine maximale Windgeschwindigkeit C ausgelegt, wird dieser Maximalwert C überschritten geht die Anlage vom Netz und wird bis zum Stillstand herabgebremst.

Eine Windenergieanlage, die nach dieser Erfindung entwickelt wird, wird ihre Ausgangsleistung P, sollte die Windgeschwindigkeit W den Maximalwert C überschreiten, wie oben beschrieben reduzieren um somit die Belastungen auf die Anlage innerhalb gewisser Grenzen zu halten. Sollte die Windgeschwindigkeit W einen maximal erlaubten Wert J überschreiten, wird die Anlage heruntergefahren (z.B. vom Netz getrennt und zum Stillstand gebracht).

Diese Eigenschaften der Erfindung erlauben eine zur Verfügung stehende Windenergieanlage bei Windgeschwindigkeiten zwischen den Grenzen C und J – im Gegensatz zu den Anlagen nach dem Stadt der Technik – und stellen somit selbst bei diesen hohen Windgeschwindigkeiten eine kontinuierliche Energieproduktion sicher.

Sollte nun die Windenergieanlage bei Überschreiten der maximalen Windgeschwindigkeit J vom Netz genommen werden, geschieht das bei einem erheblich niedrigerem Leistungsniveau F, was das Risiko eines Netzzusammenbruches verringert, da der Anteil der Windenergie im Netz bei diesem Windniveau einen kleineren Bruchteil der Gesamtenergie im Netz ausmacht.

Zeiträume, in denen die Windenergieanlage nicht zur Verfügung steht, sind nach dieser Erfindung natürlich viel kürzer als bei Windenergieanlagen nach dem Stand der Technik, da die Zeit, die der Wind oberhalb der Obergrenze J verläuft kürzer sein wird, als der Verlauf oberhalb der Grenze C.

Jedoch werden die besagten Zeiträume, in denen die Anlage nicht zur Verfügung steht, auch aus anderen Gründen kürzer sein: Wird eine Windenergieanlage nach dem Stadt der Technik bei der Windgeschwindigkeit C vom Netz getrennt, kann sie aufgrund der hohen Last der Anlage nicht bei derselben Windgeschwindigkeit wieder mit dem Netz verbunden werden; Normalerweise kann die Anlage erst bei einer Windgeschwindigkeit von etwa nach 30 Minuten oder länger bei C-25% wieder ans Netz gehen. Im Gegensatz dazu wird eine Windenergieanlage entsprechend dieser Erfindung in der Lage sein, sich bei einer Windgeschwindigkeit von etwa J-10% wieder mit dem Netz zu verbinden, dies liegt an dem viel niedrigeren Leistungsniveau F und vor Allen an der viel niedrigeren Rotordrehzahl.

Entsprechend der Erfindung kann die Ausgangsleistung des Generators beim Überschreiten der Grenze C stärker reduziert werden, sollten andere Messwerte (neben der Windgeschwindigkeit) bestimmte Grenzwerte überschritten haben, oder sollte andere ungünstige Situationen auftreten.

Dieses Vorgehen ist in 4 dargestellt. Überschreitet die Windgeschwindigkeit W die Grenze C, wie in Bezug auf 3 bereits erläutert wurde, wird die Ausgangsleistung des Generators der Windenergieanlage heruntergefahren; dies ist in 4 durch Kurve 2 dargestellt.

Die Kurve 3 stellt den Verlauf beim Vorhandensein einer anderen ungünstigen Bedingung dar; dies könnten beispielsweise starke Turbulenzen sein. Die Anlage wird nicht mit Nennleistung bis zur Windgeschwindigkeit C arbeiten können, da starke Turbulenzen, wie oben erläutert, zusätzliche Lasten für die Anlage darstellen. Somit muss, hier am dargestellten Beispiel, die Ausgangsleistung schon bei der Windgeschwindigkeit C3 reduziert werden. Erreicht bei diesen Turbulenzen die Windgeschwindigkeit den Wert H muss die Anlage angehalten werden.

Die Kurve 4 entspricht einer Situation, bei welcher in der Maschinerie der Anlage eine erhöhte Temperatur festgestellt wurde. In diesem Fall muss die Ausgangsleistung beim erreichen der Windgeschwindigkeit C4 herabgesetzt werden, und die Anlage muss beim Erreichen der Windgeschwindigkeit H angehalten werden.

Sollte in einem Lager eine erhöhte Temperatur festgestellt werden, etwa in einer Auftriebssituation, einem Windnachführungsfehler oder wenn beispielsweise die Rotorlast zu groß wird usw., wird die Steuerung der Anlage die Ausgangsleistung der Anlage (des Generators) ebenfalls, dieser Erfindung entsprechend, herabsetzen.

Sollten die Rotorbelastungen in Bezug auf mittlere Last oder resultierende Gesamtlast (mittels Statistischer Methoden wie rainflow oder Standartabweichung bestimmt), kurzzeitig oder über einen gewissen Zeitraum hinweg, einen gewissen Schwellenwert überschreiten, ist die Windenergieanlage überlastet. Um dann die Last innerhalb sicherer Grenzen zu halten, sollte die Ausgangsleistung der Anlage entsprechend der Erfindung reduziert werden.

In 5 ist eine typische Situation dargestellt. Es ist der Verlauf der kontinuierlich gemessenen Rotorlast 10 zu erkennen, des weiteren ist zu erkennen, dass die Last zu einem bestimmten Zeitpunkt eine vorbestimmte Grenze U überschreitet. Tritt dies auf, wird die Ausgangsleistung und/oder die Rotorgeschwindigkeit entsprechend der Erfindung herabgesetzt.

6 und 7 zeigen den zeitlichen Verlauf des Steuerungssystemes entsprechend dieser Erfindung wenn ein Windnachführungsfehler auftritt. In der Abszisse ist die Zeit und in der Ordinate ist der Windnachführungsfehler 6 (Winkel) und die Ausgangsleistung 5 aufgetragen.

Während eines Windnachführungsfehlers ist die Hauptantriebsachse der Gondel nicht genau nach der Windrichtung ausgerichtet. Die erreichbare Drehgeschwindigkeit der Gondel ist sehr langsam, oftmals etwa 0,5°/s, und es tritt ein Windnachführungsfehler auf, wenn die Windrichtung schneller wechselt, als die erreichbare Drehgeschwindigkeit der Gondel (also größer als 0,5°/s).

In 6 ist der Windnachführungsfehler zunächst auf einem niedrigen Niveau; das könnte beispielsweise ein erlaubtes Fehlerniveau sein, welches zu klein ist, um das Drehen der Gondel zu veranlassen.

Zum Zeitpunkt W beginnt der Wind zu drehen und der Windnachführungsfehler wird größer, bis er am Zeitpunkt M die Größe V erreicht, was dem maximal erlaubten Windnachführungsfehler bei maximaler Leistung T entspricht.

Sowie der Windnachführungsfehler wächst, greift eine Windnachführungsregelung ein und dreht die Gondel, um den Windnachführungsfehler zu eliminieren. Der steigende Windnachführungsfehler in 6 ist also die Differenz zwischen dem Ändern der Windrichtung und dem Ändern des Gierwinkels, durchgeführt von der Windnachführungsregelung.

Übersteigt der Windnachführungsfehler 6 nun den Wert V, muss die Ausgangsleistung 5 der Windenergieanlage reduziert werden um die Lasten innerhalb sicherer Grenzen zu halten; dies wird durch eine Leistungsreglung veranlasst, die der Gesamtsteuerung der Anlage entsprechend dieser Erfindung untergeordnet ist.

Zum Zeitpunkt N stabilisiert sich der Windnachführungsfehler 6 auf dem Wert R und die Differenz zwischen Windrichtung und Gierwinkel bleiben konstant, was daran liegen kann, dass die Windnachführung der Änderung des Windrichtung entspricht. Entsprechend dazu wird die Ausgangsleistung 5 auf einem dementsprechend konstanten Niveau S gehalten.

Entsprechend der Erfindung kann das Reduzieren der Ausgangsleistung und/oder der Rotorgeschwindigkeit aufgrund einer bestimmten Kenngröße (wie etwa dem oben genannten Windnachführungsfehler) in Abhängigkeit der Änderung jeder beliebigen anderen Kenngrößen geschehen (wie etwa der oben genannten Windgeschwindigkeit). Auf diesem Wege kann das Steuerungssystem der Erfindung für jede beliebige Kombination von Messwerten stets das Maximum der Ausgangsleistung der Windenergieanlage bestimmen, und somit die Verfügbarkeit und Energieerzeugung der Windenergieanlage sehr viel weiter maximieren als es nach dem Stadt der Technik möglich ist.

So kann beispielsweise das Reduzieren der Ausgangsleistung und/oder der Rotordrehzahl in Abhängigkeit des Gierfehlers bei unterschiedlichen Windgeschwindigkeiten unterschiedlich ausfallen. Bei hohen Windgeschwindigkeiten belastet ein Windnachführungsfehler die Anlage weitaus mehr und dadurch sollte die Reduzierung der Ausgangsleistung und/oder Rotordrehzahl entsprechend der Windgeschwindigkeit angepasst werden.

Dies ist in 7 dargestellt, wo beispielhaft die Reaktion des Steuerungssystems entsprechend dieser Erfindung auf den Zeitlichen Verlauf eines Windnachführungsfehler entsprechend 6 darstellt wird.

Liegt die Windgeschwindigkeit W zwischen den Grenzen x1 und x2, wird das relative Leistungsniveau P/P0 entsprechend der Kurve 7 reduziert. Liegt die Windgeschwindigkeit W zwischen den Grenzen x2 und x3, wird das relative Leistungsniveau P/P0 entsprechend der Kurve 8 reduziert, und liegt die Windgeschwindigkeit W zwischen den Grenzen x3 und x4, wird das relative Leistungsniveau P/P0 entsprechend der Kurve 9 reduziert.

In 8 ist die Reaktion der, der Erfindung entsprechenden, Regelung auf eine erhöhte Rotorblattbiegung in Abhängigkeit der Zeit dargestellt.

Zu Beginn befindet sich die Rotorblattbiegung 12 eines oder mehrerer Rotorblätter innerhalb eines sicheren Niveaus Y. Zur Zeit t1 erhöht sich die Biegung der Rotorblätter und erreicht zur Zeit t2 eine bestimmte Grenze. Zur dieser Zeit t1 wird auf Anweisung der, der Erfindung entsprechenden, Regelung damit begonnen die Ausgangsleistung 11 heruntergefahren.

Die Rotorblattbiegung verringert sich mit abnehmender Ausgangsleistung und stetig abnehmendem Rotordrehmoment.

Die Regelung erniedrigt solange das Leistungsniveau, bis die Rotorbiegung in einem sicheren Bereich ist, welcher niedriger ist, als das normal übliche Niveau Y; dies wird getan, weil der plötzliche Anstieg der Rotorbiegung zur Zeit t1 von einem Defekt herrühren könnte, somit wird das Weiterbetreiben der Anlage mit Nennleistung in diesem Ausführungsbeispiel als unsicher angesehen.

Es können statt der Rotorbiegung auch viele andere Kenngrößen wie im Bild (8) dargestellt reagieren.

In 9 ist die Entwicklung der Beschleunigungskenngröße einer Komponente der Windenergieanlage dargestellt. Diese Komponente wird beispielsweise von einem Beschleunigungsmesser überwacht, welcher auf der besagten Komponente montiert ist und mit dem Regelungssystem der Erfindung verbunden ist.

Es ist in 9 ersichtlich, dass die Beschleunigungswerte 13 in einem Zeitraum stetig ansteigen bis sie schließlich eine bestimmte Grenze Z überschreiten. Dieses Ereignis wird das Regelungssystem entsprechend der Erfindung dazu veranlassen die Ausgangsleistung und/oder die Rotordrehzahl zu verringern.

Es könnte auch hier, wie in Zusammenhang mit 8 beschrieben, eine gewisse Form der Irreversibilität in das Regelungssystem implementiert sein, sodass das System nicht auf seine Nennleistung oder Nenndrehzahl zurückkehrt, bis Service oder Wartungsarbeiten vom Personal durchgeführt wurden.


Anspruch[de]
Ein Verfahren zum Betrieb einer Windenergieanlage und das Beinhalten einer Maßnahme zur Reduzierung der Rotordrehzahl und/oder der Ausgangsleistung des Generators als Reaktion auf das Überschreiten eines oder mehrerer Kennwerte(s), dadurch gekennzeichnet, dass der(die) besagte(n) Kennwert(e) aus der Gruppe kommt(kommen), welche die relativ zur horizontalen Richtung der Hauptantriebsachse der Windenergieanlage zeigende Windrichtung und die Turbulenzen des Windes, die von einem oder mehreren externen Sensoren aufgenommen werden, ebenso wie jeden anderen von einem oder mehreren an Komponenten der Anlage angebrachten und die entsprechende Komponente überwachenden Sensoren aufgenommenen Kennwert beinhaltet. Verfahren gemäß Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, dass die relativ zur horizontalen Richtung der Hauptantriebsachse der Windenergieanlage zeigende Windrichtung von einem an der Gondel angebrachten Windfahne bestimmt wird. Verfahren gemäß Anspruch 1 oder 2, dadurch gekennzeichnet, dass die Turbulenzen des Windes mittels der Messungen eines möglicherweise an der Gondel der Windenergieanlage angebrachten und die Windgeschwindigkeit messenden Anemometers bestimmt werden. Verfahren gemäß den vorhergehenden Ansprüchen, dadurch gekennzeichnet, dass Sensoren wie etwa Dehnungsmessstreifen, welche an den Rotorblättern angebracht sind, die auf die Rotorblätter wirkenden Biegekräfte oder die resultierende Biegung der Rotorblätter aufnehmen. Verfahren gemäß den vorhergehenden Ansprüchen, dadurch gekennzeichnet, dass Sensoren wie etwa Beschleunigungsmesser, welche an einem oder mehreren Rotorblättern angebracht sind, Bewegungen oder Beschleunigungen von, oder Geräusche in, den betreffenden Rotorblättern messen. Ein Verfahren gemäß den Ansprüchen 3–5, dadurch gekennzeichnet, dass die Signale der an den Rotorblättern montierten Sensoren zusammen mit den Informationen über die momentane Winkellage des jeweiligen Rotorblattes aufgenommen werden. Ein Verfahren gemäß Anspruch 6, dadurch gekennzeichnet, dass die horizontale oder vertikale Windrichtung, oder eine Kombination von beidem, aus den Messwerten der an den Rotorblättern angebrachten Sensoren in Abhängigkeit der Winkellage eines jeden Rotorblattes abgeleitet wird. Ein Verfahren gemäß den Ansprüchen 6 oder 7, dadurch gekennzeichnet, dass die Turbolenzen des Windes aus Messwerten der an den Rotorblättern angebrachten Sensoren, möglicherweise in Abhängigkeit von der aktuellen Winkellage eines jeden Rotorblattes abgeleitet wird. Ein Verfahren gemäß den vorhergehenden Ansprüchen, dadurch gekennzeichnet, dass die Aktivitäten des Pitchregelungssystem der Windenergieanlage aufgenommen und dazu verwendet wird die Eigenschaften wie horizontale oder vertikale Windrichtung oder Turbolenzen des Windes zu berechnen. Ein Verfahren gemäß den vorhergehenden Ansprüchen, dadurch gekennzeichnet, dass die Temperatur eines oder mehrerer Komponenten des Hauptantriebsstrangs und/oder des Generatorensystems von Temperatursensoren überwacht wird. Ein Verfahren gemäß den vorhergehenden Ansprüchen, dadurch gekennzeichnet, dass Vibrationen von, oder Geräusche in, einer oder mehrerer Komponenten des Hauptantriebsstrangs oder des Generatorensystems von Beschleunigungs- oder Vibrationssensoren überwacht wird. Ein Verfahren gemäß den vorhergehenden Ansprüchen, dadurch gekennzeichnet, dass Vibrationen oder Bewegungen tragender Strukturen wie Turm oder dessen Unterbauten von Beschleunigungs- oder Vibrationssensoren überwacht werden. Ein Verfahren gemäß den Ansprüchen 5–8 und den Ansprüchen 11–12, dadurch gekennzeichnet, dass Vibrationen und Geräusche jeweils analysiert werden und Eigenschaften wie Frequenzspektren oder Vibrations- oder Geräuschpegel aufgenommen werden. Ein Verfahren gemäß den vorhergehenden Ansprüchen, dadurch gekennzeichnet, dass die Ausgangsleistung des Generators von einem System zur Leistungsmessung überwacht wird. Ein Verfahren gemäß den vorhergehenden Ansprüchen, dadurch gekennzeichnet, dass laterale Bewegungen des Turmes oder der Gondel von einem oder mehreren Bewegungssensoren wie Beschleunigungsmessern oder Dehnungsmessstreifen gemessen werden. Ein Verfahren gemäß den vorhergehenden Ansprüchen, dadurch gekennzeichnet, dass Winddaten wie etwa die zur Gondel relative Windrichtung, Windgeschwindigkeit oder Turbolenzen von Sensordaten berechnet werden, die von Windsensoren, wie etwa Pitotrohre, Heißfilmsensoren, Laserlichtsensoren oder Ultraschallsensoren, an einem oder mehreren Rotorblättern stammen und die lokalen Winddaten dem jeweiligen Rotorblatt messen. Die Anwendung des Verfahrens gemäß den vorhergehenden Ansprüchen für das Betreiben einer Windenergieanlage bei Wetterbedingungen die Folgendes beinhalten: Windnachführungsfehler, starke Turbolenzen, hohe Windgeschwindigkeiten oder Böigkeit; Windscherung, Aufwinde oder Abwinde; Verwirbelungen von einer oder mehrerer anderen Windenergieanlage(n); oder das Betreiben der Anlage bei mechanischen oder elektrischen Begebenheiten wie starke Vibrationen oder hohe Temperaturen in der Anlage, starke Anlagenlast, Netzabfälle oder Fehler oder Störfälle in der Anlage. Die Anwendung des Verfahrens gemäß den Ansprüchen 1–16 zum Betreiben einer Windenergieanlage bei Windgeschwindigkeiten über 25 m/s. Die Anwendung des Verfahrens gemäß den Ansprüchen 1–16 für das Betreiben einer offshore Windenergieanlage bei schwerem Seegang. Eine Windenergieanlage:

beinhaltet einen elektrischen Generator zum Erzeugen von Elektrizität und ein Regelungssystem um wenigstens Pitch und Windnachführung der Windenergieanlage und die Ausgangsleistung des Generators zu regeln;

beinhaltet einen oder mehrere Sensoren die mit dem Regelungssystem verbunden sind und Kennwerte aufnehmen; und

beinhaltet Aktuatoren, die von dem Regelungssystem angesprochen werden, um zumindest Pitch und Windnachführung der Anlage einzustellen, und einen Regelkreis, der dem Regelungssystem untergeordnet ist, um zumindest die Ausgangsleistung des Generators einzustellen;

die Windenergieanlage, die

dadurch charakterisiert ist,

dass:

der(die) Sensor(en) aus der Gruppe stammen, die externe Windrichtungs- und Windturbolenzensensoren, ebenso wie jeder anderer Sensor, der an einer Komponente der Anlage angebracht ist und Kennwerte über den Zustand der betreffende Komponente liefert, beinhaltet.
Eine Windenergieanlage gemäß Anspruch 20, dadurch gekennzeichnet, dass der externe Windrichtungssensor aus einer Windfahne, die auf der Gondel angebracht ist, besteht. Eine Windenergieanlage gemäß den Ansprüchen 20 oder 21, dadurch gekennzeichnet, dass der Windturbolenzensensor aus einem auf der Gondel der Windenergieanlage angebrachten Anemometer besteht. Eine Windenergieanlage gemäß den Ansprüchen 20–22, dadurch gekennzeichnet, dass die Sensoren Sensoren wie Dehnungsmessstreifen beinhalten, die an den Rotorblättern angebracht sind um die auf die Rotorblätter wirkenden Biegekräfte oder die daraus resultierende Biegung der Rotorblätter zu messen. Eine Windenergieanlage gemäß den Ansprüchen 20–23, dadurch gekennzeichnet, dass die Sensoren des Weiteren Sensoren wie Beschleunigungsmesser beinhalten, die an den Rotorblättern angebracht sind um Bewegungen von, oder Geräusche in den jeweiligen Rotorblättern zu messen. Eine Windenergieanlage gemäß den Ansprüchen 20–24, dadurch gekennzeichnet, dass die Sensoren des Weiteren Sensoren für die momentane Winkelposition des Rotors und damit jeden einzelnen Rotorblattes beinhalten. Eine Windenergieanlage gemäß den Ansprüchen 20–25, dadurch gekennzeichnet, dass die Anlage des Weiteren über eine Pitchregelung verfügt, welche über Möglichkeiten zur Übertragung der Aktivitäten, möglicherweise den Pitchwinkel jedes einzelnen Rotorblattes, besagter Regelung an die Hauptanlagensteuerung verfügt. Eine Windenergieanlage gemäß den Ansprüchen 20–26, dadurch gekennzeichnet, dass die Anlage des Weiteren über Temperatursensoren verfügt, um die Temperaturen einzelner oder mehrere Komponenten des Antriebsstranges und/oder des Generatorensystems zu überwachen. Eine Windenergieanlage gemäß den Ansprüchen 20–27, dadurch gekennzeichnet, dass die Anlage des Weiteren über Beschleunigungs- oder Vibrationssensoren verfügt, um die Vibrationspegel von, oder Geräusche in, einer oder mehrerer Komponenten des Antriebsstranges und/oder des Generatorensystems zu überwachen. Eine Windenergieanlage gemäß den Ansprüchen 20–28, dadurch gekennzeichnet, dass die Anlage des Weiteren über ein Leistungsmesssystem zum Messen der Ausgangsleistung des Generators verfügt. Eine Windenergieanlage gemäß den Ansprüchen 20–29, dadurch gekennzeichnet, dass die Sensoren einen oder mehrere Bewegungssensoren wie etwa Beschleunigungsmesser oder Dehnungsmessstreifen beinhalten, um die lateralen Bewegungen des Turmes zu messen.






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