EP2215355A2 - Verfahren zur regelung der elektrischen last einer windenergieanlage - Google Patents

Verfahren zur regelung der elektrischen last einer windenergieanlage

Info

Publication number
EP2215355A2
EP2215355A2 EP08854599A EP08854599A EP2215355A2 EP 2215355 A2 EP2215355 A2 EP 2215355A2 EP 08854599 A EP08854599 A EP 08854599A EP 08854599 A EP08854599 A EP 08854599A EP 2215355 A2 EP2215355 A2 EP 2215355A2
Authority
EP
European Patent Office
Prior art keywords
hub
wind turbine
control
load
rotor blade
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Withdrawn
Application number
EP08854599A
Other languages
English (en)
French (fr)
Inventor
Jens Thomas Wernicke
William Thomas Miller
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Innovative Windpower AG
Original Assignee
Innovative Windpower AG
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Innovative Windpower AG filed Critical Innovative Windpower AG
Publication of EP2215355A2 publication Critical patent/EP2215355A2/de
Withdrawn legal-status Critical Current

Links

Classifications

    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • 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
    • F03D7/00—Controlling wind motors 
    • F03D7/02—Controlling wind motors  the wind motors having rotation axis substantially parallel to the air flow entering the rotor
    • F03D7/04—Automatic control; Regulation
    • F03D7/042—Automatic control; Regulation by means of an electrical or electronic controller
    • F03D7/043—Automatic control; Regulation by means of an electrical or electronic controller characterised by the type of control logic
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • 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
    • F03D7/00—Controlling wind motors 
    • F03D7/02—Controlling wind motors  the wind motors having rotation axis substantially parallel to the air flow entering the rotor
    • F03D7/022—Adjusting aerodynamic properties of the blades
    • F03D7/0224—Adjusting blade pitch
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • 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
    • F03D7/00—Controlling wind motors 
    • F03D7/02—Controlling wind motors  the wind motors having rotation axis substantially parallel to the air flow entering the rotor
    • F03D7/028—Controlling wind motors  the wind motors having rotation axis substantially parallel to the air flow entering the rotor controlling wind motor output power
    • F03D7/0284—Controlling wind motors  the wind motors having rotation axis substantially parallel to the air flow entering the rotor controlling wind motor output power in relation to the state of the electric grid
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • 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
    • F03D7/00—Controlling wind motors 
    • F03D7/02—Controlling wind motors  the wind motors having rotation axis substantially parallel to the air flow entering the rotor
    • F03D7/04—Automatic control; Regulation
    • F03D7/042—Automatic control; Regulation by means of an electrical or electronic controller
    • F03D7/047—Automatic control; Regulation by means of an electrical or electronic controller characterised by the controller architecture, e.g. multiple processors or data communications
    • 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
    • F05B2270/70—Type of control algorithm
    • F05B2270/706—Type of control algorithm proportional-integral-differential
    • 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
    • F05B2270/70—Type of control algorithm
    • F05B2270/708—Type of control algorithm with comparison tables
    • 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
    • F05B2270/80—Devices generating input signals, e.g. transducers, sensors, cameras or strain gauges
    • F05B2270/808—Strain gauges; Load cells
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • 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 regulating the electrical load of a wind power plant, wherein the wind power plant has at least one rotor blade having at least one load sensor, which is coupled to a hub via an actuator, and a power train coupled to the hub, wherein the power train at least one transmission and / or a generator-converter system having a corresponding electrical load, wherein the method comprises determining the load on the rotor blade by means of the load sensor, a determination of a manipulated variable and a tracking of the rotor blade by means of the actuator based on the determined manipulated variable.
  • Modern wind turbines adapt to the given wind parameters. In particular, this is done by an actuator of the rotor blades, which is also called pitch drive, which rotates the rotor blades out of the wind, especially in case of overload, and the regulated converter, which processes the voltage induced in the generator for the power grid.
  • the control of the converter and the actuator of the rotor blades by means of a wind turbine controller, which converter side, d. h., That the wind turbine controller is located in the stationary part of the wind turbine and not in the rotating part (eg hub), so that the fastest possible control of the converter and thus the electrical load in the generator-converter system.
  • the communication with the actuator or the actuators of the rotor blades takes place via a slip ring, via which the data is exchanged. The communication is delayed over the slip ring (running).
  • a rotor is provided as drive for a transmission, wherein rotatable rotor blades are mounted on a rotor hub of the rotor about its longitudinal axis.
  • An alternator is connected to the gearbox and to a power grid.
  • the response times for actuators of the rotor blades using the pitch motors is relatively long. This response time is also extended by the fact that due to the transmission through the drive train, a mechanical load on the rotor blades can only be determined on the network side with a time delay. Now, if the pitch for the pitch motors by the converter-side Steueurung means of the wind turbine controller as a control signal via the slip ring back over the driveline to the actuators (pitch motors) transmitted, the response time is extended again.
  • the rotor axis substantially radially projecting rotor blade having rotor, a rotor associated sensor means for generating sensor signals in response to the mechanical load of the rotor and the sensor signals received evaluation, in particular data processing device, wherein at least one, preferably each rotor blade of the rotor at least two, vorzugêts paired, mounted sensor elements are assigned and the evaluation device for determining the mechanical loads of at least one rotor blade performing evaluation signals on the basis of this rotor blade to ordered sensor elements generated sensor signals is designed.
  • the object of the invention is to improve the state of the art.
  • the object is achieved by a wind energy plant, which is designed in particular for controlling the electrical load, wherein the wind turbine at least one at least one load sensor exhibiting rotor blade, which is coupled via an actuator to a hub, and coupled to the hub performance strssen, wherein the power train has at least one gear and / or a generator converter system with a corresponding electrical load, characterized in that the wind turbine has a hub-side control, which is a determination of the load on the rotor blade by means of the load sensor, a determination of a manipulated variable and realizes a tracking of the rotor blade by means of the actuator on the basis of the specific manipulated variable.
  • the term "electrical load” is to be understood as the behavior of the wind energy plant on the (feed) network. Depending on the wind force, this electrical load can be formed differently.
  • the actuators of the type described here include, in particular pitch motors, which rotate the rotor blade with respect to the hub so that the rotor blade forms a different adjustment angle. These actuating angles can be used to influence the mechanical load on the rotor blade. Through the coupling of the drive train, this mechanical load can also have an effect on the electrical load on the network.
  • a generator-converter system of the type mentioned here serves to generate and condition the voltage which is delivered to the grid.
  • the rotation of the rotor blades and the coupling via the drive train induce a voltage in the generator.
  • This voltage is processed in variable-speed wind turbines by means of converter for the network.
  • Such a converter comprises the actual converter and may additionally comprise a transformer.
  • the converter converts the generator voltage into a DC voltage and then into a network-synchronous AC voltage.
  • the controls of the interventions are implemented by the wind turbine controller.
  • An embodiment of such a wind energy Anlagencontrollers is described in DE 10219664, the relevant content of which is part of the present document.
  • the wind turbine can have a wind turbine controller on the converter side, which controls parts of the system on the basis of grid parameters.
  • the hub-side control can already rotate the rotor blades out of the wind under critical load and in parallel control the wind turbine controller on the converter side.
  • data can be exchanged between the hub-side control and the wind turbine controller. This allows the controllers to define criteria for an intervention.
  • the hub-side control leave the servo motors unchecked, if the network side, the short-term higher output is not a problem.
  • the hub-side controller can be designed as a master and the wind turbine controller as a slave.
  • the hub-side controller could overwrite setting values already set by the wind turbine controller.
  • the hub-side controller can be designed as a slave and the wind turbine controller as a master. In this configuration, cases are feasible in which the hub-side control has already initiated a "turning out" of the rotor blades, but this is not desired by the wind turbine controller, ie the control parameters of the hub-side control are overwritten by the wind turbine controller.
  • the wind turbine can configure a master and slave function between wind turbine controller and hub side control mutually switchable.
  • the on-board control can take over the function of the slave and sometimes the function of the master.
  • the hub-side control based on a map, which includes load curves of the mechanical load on the rotor blades, take place.
  • control specifications can be stored for specific environmental conditions.
  • Such a map can be determined for example after setting up a wind turbine for one year. After that, the expensive computer, which converts the control tasks by means of a control algorithm, can be replaced by a low-cost FPGA component with associated tables, which together simulate the control functions.
  • the object can be achieved by a method for controlling an actuator of a wind energy plant according to one of the previously described embodiments, wherein the control takes place on the hub side.
  • a regulation of the electrical load which is applied to the grid and which essentially takes place by means of wind power plant controllers can be carried out independently of the hub-side control.
  • a control of actuators can be made until the master gives a different specification.
  • the object is achieved by a method for electrical load control of a wind turbine, wherein the wind turbine at least one at least one load sensor having rotor blade, which is coupled via an actuator to a hub, and coupled to the hub power train wherein the power train comprises at least one transmission and / or a generator-converter system with a corresponding electrical load, the method comprising determining the load on the rotor blade by means of the load sensor, determining a manipulated variable and tracking the rotor blade by means of the actuator based on the specific manipulated variable.
  • the inventive method comprises one, two, three or more rotor blades.
  • the actuator can be realized so that a bearing is mounted between the rotor blade and the hub.
  • a ring gear may be mounted on the rotor blade, in which a gear, which is coupled to a servomotor, can rotate.
  • the servomotor can be fixedly coupled to the hub, whereby a rotation of the rotor blade in relation to the hub is made possible.
  • the power train may include a generator. In such an embodiment is then spoken by a ring generator.
  • the power train may additionally include a transmission and the hub may be coupled to the transmission, wherein the transmission transforms the rotational speed of the hub, which has been impressed by the action of the wind on the rotor blades of the hub, in a mostly higher speed , This higher speed can be transformed by the generator into a voltage.
  • the preparation of this voltage for the power grid can be done via a converter and in another embodiment additionally by means of a transformer.
  • an electrical load is applied to the generator and the associated converter / network.
  • At least two load sensors are aligned substantially orthogonal or at an angle not equal to zero.
  • both the mechanical load in the direction of the blade tip of the rotor and the mechanical loads occurring perpendicular thereto can be determined electronically.
  • a plurality of such sensors may be distributed over the rotor blade to determine a torsion of the rotor blade.
  • the rotor blade can be tracked by means of actuator until one or more manipulated variables are reached.
  • manipulated variables can be determined beforehand in test runs in which the electrical load is determined as a function of the load distribution on the rotor blade has been.
  • These manipulated variables can be stored in tables accessed by the control unit.
  • a control can be carried out by means of PID control. Such a control can be done by means of control unit and / or FPGAs.
  • a control can be based on a characteristic field.
  • This map can define various control values for the control.
  • the recording of this map can again be done in advance by means of a test run or test runs. During these test runs, different load cases, such as rotor blade positions with corresponding rotations of the hub, are mapped and the corresponding load on the rotor blade is assigned to the electrical load.
  • At least one signal value for determining the rotation of the hub and / or a fast shaft can be determined and integrated into the control.
  • This signal value or manipulated variable can influence the regulation and thus determine the step size of the actuator.
  • control can take place on the hub side. This can in particular have the advantage that the regulation takes place quickly, since a data transfer from rotating parts (hub) to stationary parts (machine house or wind turbine controller) is eliminated.
  • a wind power plant controller can directly or indirectly regulate the electrical load in the generator-converter system via a converter on the power-train side.
  • This can in particular have the advantage that the regulation of the actuator takes place independently of the regulation of the converter.
  • fast regulation can be achieved by means of converter control and slower Controls by means of rotor blade adjustment done.
  • direct means that the converter is regulated independently of the information of the mechanical load on the rotor blade by the wind turbine controller.
  • Indirect means that the information and signals of the mechanical load are included in the control of the converter.
  • a communication between the hub-side regulation of the rotor blades and the power-line-side regulation of the generator can take place.
  • the control of the actuator to the converter parameters or the converter control can advantageously be adapted to the load parameters of the rotor blades.
  • the hub-side control can be realized as a master and the power-line control as a slave. It can advantageously be done first hub side control.
  • Fig. Ia a rotor blade with a fiber optic strain gauge in
  • Fig. 3 shows a rotor blade with Torsionsbelastung and Fig. 4 illustrates the components involved in the inventive process.
  • a rotor blade 100 is shown with incorporated fiber optic strain gauges 103.
  • Such fiber optic strain gauges are based on fiber optic inscribed optical interference filters (fiber optic Bragg gratings).
  • a bearing is flanged (shown here in exploded view). This bearing can be configured, for example, as rolling or plain bearings.
  • a part of the bearing is flanged to the hub 107 (shown here in exploded view).
  • the actuator 109 is located in the hub 107 of the actuator 109 (pitch motor) is located.
  • This actuator is fixedly connected to the hub 107 and engages with its ring gear (not shown here) in the ring gear (not shown) of the rotor blade 100, that upon actuation of the actuator, the rotor blade 100 is rotated with respect to the hub 107.
  • the flow conditions on the rotor blade 100 can be influenced.
  • a rotor blade 100 is likewise shown, wherein strain gauges 104 are mounted on or in the rotor blade and are oriented essentially orthogonal to the strain gauge 103.
  • the orthogonal strain gauges 104 may be configured as mechanical or as fiber optic strain gauges.
  • the orthogonal strain gauges 104 can be configured at an angle between> 0 ° and 90 ° with respect to the strain gage 103, since the orthogonality determines an areal distribution of the forces.
  • the force distribution along the rotor blade 100 can be determined by attaching a plurality of strain gauges to each other.
  • FIG. 40 The influence of the wind 200 on the rotor blade 100 is shown in FIG. In particular, in the direction of the tip of the rotor blade 100, the rotor blade 100 undergoes a deformation. The strength of this deformation can be determined by means of the strain gage systems (201, 203, 205, 207 each with 103). [41] A torsional deformation of the rotor blade 100 is shown in FIG. The torsion can be determined in particular with the strain gauge systems (201, 203, 205, 207, 103 in each case).
  • the mechanical load applied to the rotor blade 100 due to the deformation can be determined with the aid of the strain gauge systems or strain gauges, which are also referred to below as load sensors.
  • FIG. 4 shows a part of a wind turbine, with tower 409, nacelle 407 and rotor blades 101 coupled to the hub 107 with a mounted 401 slow wave (not shown), by means of which one of the inventive methods is explained. Furthermore, the hub 107 is coupled to the transmission 423.
  • the transmission 423 causes a torque transformation or a speed change, which is converted by the generator 411 into a voltage. This voltage is rectified by the converter 419 and converted into an AC voltage. This AC voltage is then conditioned by the transformer 421 for the grid.
  • the rotor blade 100 is configured with strain gauges 103 (corresponding to FIGS. 1a, b). Now occurs one of the load cases as shown in Figures 2 and 3, the signal of the strain gauges 103 is evaluated with the electronic unit 404 and processed by means of signal conditioning. The determined loads are converted by means of control unit 405 and corresponding control algorithm, which implement the hub-side control, into a control signal for the actuators / servomotors (pitch motors) which align the rotor blade 100 in accordance with the wind conditions.
  • a control unit 417 can regulate the electrical load on the generator 411 or generator-converter system via the converter 419. This is among other things in the WIND ENERGY HANDBOOK of Burton, Sharpe, Jenkins and Bossanyi 2001 (John Wiley & Sons, LTD) in Chapter 8.2.3, the content of which is incorporated herein.
  • a communication between the hub-side located controller 405 and the converter 419 can also take place.
  • the control unit 405 is configured as a master, which sends the control device 417, which is configured as a slave, signals via the slip ring 415 and the signal conditioning unit 415.
  • control signals can be exchanged between the control units and the control of the converter / generator and the control devices can be optimized.

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Sustainable Development (AREA)
  • Sustainable Energy (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Combustion & Propulsion (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • Wind Motors (AREA)
  • Control Of Eletrric Generators (AREA)

Abstract

Die Erfindung betrifft ein Verfahren zur Regelung der elektrischen Last einer Windenergieanlage, wobei die Windenergieanlage wenigstens ein wenigstens einen Lastsensor aufweisendes Rotorblatt, welches über einen Stellantrieb an eine Nabe gekoppelt ist, und einen an die Nabe gekoppelten Leistungsstrang, wobei der Leistungsstrang wenigstens ein Getriebe und/oder ein Generator-Konvertersystem mit einer entsprechenden elektrischen Last aufweist, aufweist, wobei das Verfahren eine Bestimmung der Last am Rotorblatt mittels des Lastsensors, eine Bestimmung einer Stellgröße und eine Nachführung des Rotorblatts mittels des Stellantriebs anhand der bestimmten Stellgröße umfasst.

Description

Verfahren zur Regelung der elektrischen Last einer Windenergieanlage
[Ol] Die Erfindung betrifft ein Verfahren zur Regelung der elektrischen Last einer Windenergieanlage, wobei die Windenergieanlage wenigstens ein wenigstens einen Lastsensor aufweisendes Rotorblatt, welches über einen Stellantrieb an eine Nabe ge- koppelt ist, und einen an die Nabe gekoppelten Leistungsstrang, wobei der Leistungsstrang wenigstens ein Getriebe und/oder ein Generator-Konvertersystem mit einer entsprechenden elektrischen Last aufweist, aufweist, wobei das Verfahren eine Bestimmung der Last am Rotorblatt mittels des Lastsensors, eine Bestimmung einer Stellgröße und eine Nachführung des Rotorblatts mittels des Stellantriebs anhand der bestimmten Stellgröße umfasst.
[02] Moderne Windenergieanlagen passen sich den gegebenen Windparametern an. Insbesondere erfolgt dies durch einen Stellantrieb der Rotorblätter, welcher auch Pitch- Antrieb genannt wird, der insbesondere bei Überlast die Rotorblätter aus dem Wind dreht, und dem geregelten Konverter, welcher die im Generator induzierte Spannung für das Stromnetz aufbereitet. Die Regelung des Konverters und des Stellantriebs der Rotorblätter erfolgt mittels eines Windenergieanlagencontrollers, welcher konverterseitig, d. h., dass der Windenergieanlagencontroller im stehenden Teil der Windenergieanlage und nicht im drehenden Teil (Z. B. Nabe), verortet ist, damit eine möglichst schnelle Regelung des Konverters und somit der elektrischen Last im Generator- Konvertersystem erfolgt. Die Kommunikation mit dem Stellantrieb bzw. den Stellantrieben der Rotorblätter erfolgt über einen Schleifring, über den die Daten ausgetauscht werden. Die Kommunikation ist dabei über den Schleifring (lauf-) zeitverzögert.
[03] Ein solcher Aufbau ist in der WO 2006010190 beschrieben. Dabei ist bei einem Triebstrang einer Windkraftanlage ein Rotor als Antrieb für ein Getriebe vorgesehen, wobei auf einer Rotomabe des Rotors um ihre Längsachse verdrehbare Rotorblätter gelagert sind. An das Getriebe und an einem Stromnetz ist ein Drehstromgenerator angeschlossen.
[04] Dabei ist zu beachten, dass die Ansprechzeiten für Stellglieder der Rotorblätter mit Hilfe der Pitchmotoren relativ lang ist. Diese Ansprechzeit wird auch dadurch verlängert, dass aufgrund der Übertragung durch den Triebstrang eine mechanische Belastung der Rotorblätter erst zeitverzögert netzseitig bestimmbar ist. Werden nun die Stellwinkel für die Pitchmotoren durch die konverterseitige Steueurung mittels des Windenergieanlagencontrolllers als Stellsignal über den Schleifring wieder zurück über den Triebstrang an die Stellglieder (Pitchmotoren) übermittelt, verlängert sich die Ansprechzeit nochmalig.
[05] In der DE 10219664 sind Lastsensoren beschrieben, welche an einem Rotorblatt angebracht sind und der Ermittelung der mechanischen Belastung dienen. Die dort beschriebene Erfindung betrifft eine Windenergieanlage mit einem Turm, einem im Be- reich der Spitze des Turms vorzugsweise auf einer bzgl. einer im wesentlichen in Schwerrichtung verlaufenen Drehachse drehbar gelagerten Maschinengondel, bzgl. einer im Wesentlichen horizontalen Rotorachse drehbar gelagerten und mindestens ein bzgl. der Rotorachse im Wesentlichen radial abstehendes Rotorblatt aufweisenden Rotor, einer dem Rotor zugeordneten Sensoreinrichtung zum Erzeugen von Sensorsignalen in Abhängigkeit von der mechanischen Belastung des Rotors und einer die Sensorsignale empfangene Auswerteeinrichtung, insbesondere Datenverarbeitungseinrichtung, wobei mindestens einem, vorzugsweise jedem Rotorblatt des Rotors mindestens zwei, vorzugsweises paarweise, montierte Sensorelemente zugeordnet sind und die Auswerteeinrichtung zum Ermitteln von den mechanischen Belastungen mindestens eines Rotor- blatts darstellenden Auswertungssignalen auf der Grundlage der von diesem Rotorblatt zugeordneten Sensorelementen erzeugten Sensorsignalen ausgelegt ist.
[06] Aufgabe der Erfindung ist es, den Stand der Technik zu verbessern. [07] Gelöst wird die Aufgabe durch eine Windenergieanlage, welche insbesondere zur Regelung der elektrischen Last ausgestaltet ist, wobei die Windenergieanlage wenigstens ein wenigstens einen Lastsensor aufweisendes Rotorblatt, welches über einen Stellantrieb an eine Nabe gekoppelt ist, und einen an die Nabe gekoppelten Leistungs- sträng, wobei der Leistungsstrang wenigstens ein Getriebe und/oder ein Generator- Konvertersystem mit einer entsprechenden elektrischen Last aufweist, aufweist, dadurch gekennzeichnet, dass die Windenergieanlage eine nabenseitige Steuerung aufweist, welche eine Bestimmung der Last am Rotorblatt mittels des Lastsensors, eine Bestimmung einer Stellgröße und eine Nachführung des Rotorblatts mittels des Stellan- triebs anhand der bestimmten Stellgröße realisiert. •
[08] Als Elektrische Last ist das Verhalten der Windenergieanlage am (Einspeise- )Netz zu verstehen. Je nach Windstärke kann sich dies elektrische Last unterschiedlich ausbilden. Die Stellantriebe der hier beschriebenen Art umfassen insbesondere Pitchmo- toren, welche das Rotorblatt in Bezug auf die Nabe so verdrehen, dass das Rotorblatt einen anderen Stellwinkel ausbildet. Über diese Stell winkel kann die mechanische Last am Rotornblatt beeinflusst werden. Über die Kopplung Triebstrang kann diese mechanische Last auch eine Auswirkung auf die elektrische Last am Netz ausbilden.
[09] Ein Generator- Konverter- System der hier angeführten Art dient der Erzeugung und Aufbereitung der Spannung, welche an das Netz abgegeben wird. Durch die Rotati- on der Rotorblätter und der Kopplung über den Triebstrang wird eine Spannung im Generator induziert. Diese Spannung wird bei drehzahlveränderlichen Windenergieanlagen mittels Konverter für das Netz aufbereitet. Ein solcher Konverter umfasst den eigentlichen Konverter und kann zusätzlich einen Transformator umfassen. Insbesondere wandelt der Konverter die Generatorspannung in eine Gleichspannung und anschließend in eine netzsynchrone Wechselspannung um. Die Steuernden Eingriffe werden durch den Windenergieanlagencontroller umgesetzt. Eine Ausführung eines solchen Windenergie- anlagencontrollers ist in der DE 10219664 beschrieben, dessen diesbezüglicher Inhalt Bestandteil der vorliegenden Schrift ist.
[10] Durch die nabenseitige Steuerung kann vorteilhafter Weise die zeitintensive Parameterübertragung der Lastwerte an dem Rotorblatt an den Windenergieanlagencont- roller, welcher insbesondere auf den Konverter einwirkt, und wieder zurück vermieden werden, da die Steuerung unabhängig von der Konverterseite erfolgt. Somit kann eine wesentlich schnellere Steuerung der nabenseitigen Stellglieder erfolgen.
[11] In einer weiteren Ausprägungsform der Erfindung kann die Windenergieanlage konverterseitig einen Windenergieanlagencontroller aufweisen, welcher anhand von Netzparametern Teile der Anlage steuert.
[12] Somit kann eine unabhängige Regelung erfolgen. So kann beispielsweise die nabenseitige Steuerung bei kritischer Last die Rotorblätter bereits aus dem Wind drehen lassen und parallel der Windenergieanlagencontroller konverterseitig steuernd eingreifen.
[13] Um Parameter der jeweiligen Steuerung zur Verfügung zu stellen, kann in einer weiteren Ausprägungsform der Windenergieanlage ein Datenaustausch zwischen der nabenseitigen Steuerung und dem Windenergieanlagencontroller erfolgen. Dadurch können die Steuerungen Kriterien für einen Eingriff definieren. So kann beispielsweise die nabenseitige Steuerung die Stellmotoren unangesteuert lassen, falls Netzseitig die kurzzeitig höhere Abgabe kein Problem darstellt.
[14] Um ein paralleles Funktionieren der nabenseitigen Steuerung und dem Windenergieanlagencontroller zu gewährleisten kann in einer weiteren Ausprägungsform der Erfindung die nabenseitige Steuerung als Master und der Windenergieanlagencontroller als Slave ausgestaltet sein. So könnte die nabenseitige Steuerung bereits gesetzte Stell- werte seitens des Windenergieanlagenkontrollers überschreiben. [15] In einer weiteren Ausgestaltung der Windenergieanlage kann die nabenseitige Steuerung als Slave und der Windenergieanlagencontroller als Master ausgestaltet sein. In dieser Konfiguration sind Fälle realisierbar, in denen die nabenseitige Steuerung bereits ein „Herausdrehen" der Rotorblätter initiiert hat, jedoch dies vom Windenergiean- lagencontroller nicht gewünscht ist. D. h., die Stellparameter der nabenseitige Steuerung vom Windenergieanlagencontroller überschrieben werden.
[16] Um unterschiedlichen Umweltbedingungen gerecht zu werden, kann die Windenergieanlage eine Master- und Slavefunktion zwischen Windenergieanlagencontroller und nabenseitigen Steuerung wechselseitig schaltbar ausgestalten. Somit kann die na- benseitige Steuerung mal die Funktion des Slaves und mal die Funktion des Masters übernehmen.
[17] In einem weiteren Aspekt der Erfindung kann die nabenseitige Steuerung anhand eines Kennfeldes, welches Lastverläufe der mechanischen Last an den Rotorblättern umfasst, erfolgen. In diesem Kennfeld können für bestimmte Umweltbedingungen Steu- erungsvorgaben abgelegt sein.
[18] Ein solches Kennfeld kann beispielsweise nach dem Aufstellen einer Windenergieanlage für ein Jahr bestimmt werden. Danach kann der teure Rechner, welcher die Steueraufgaben mittels Regelalgorithmus umsetzt, durch ein kostengünstiges FPGA Bauteil mit zugeordneten Tabellen, welche zusammen die Regelungsfunktionen nach- bilden, ersetzt werden.
[19] In einem weiteren Aspekt der vorliegenden Erfindung kann die Aufgabe gelöst werden durch ein Verfahren zur Steuerung eines Stellantriebs einer Windenergieanlage nach einer der zuvor beschriebenen Ausprägungsformen, wobei die Steuerung nabensei- tig erfolgt. [20] In einer weiteren Ausprägungsform dieses Verfahrens kann eine Regelung der elektrischen Last, welche am Netz anliegt und welche im Wesentlichen mittels Wind- energieanlagencontroller erfolgt, unabhäng von der nabenseitigen Steuerung erfolgen.
[21] Um die Belastung der Windenergieanlage und des Netzes zu reduzieren, kann ein Paramteraustausch zwischen der nabenseitigen Steuerung und dem Windenergiean- lagencontroller erfolgen.
[22] In einer weiteren Ausprägungsform dieses Verfahrens kann in einer Master und Slave Ausgestaltung eine Steuerung von Stellgliedern solange vorgenommen werden, bis der Master eine andere Vorgabe gibt.
[23] In einem weiteren Aspekt der Erfindung wird die Aufgabe gelöst durch ein Verfahren zur elektrischen Lastregelung einer Windenergieanlage, wobei die Windenergieanlage wenigstens ein wenigstens einen Lastsensor aufweisendes Rotorblatt, welches über einen Stellantrieb an eine Nabe gekoppelt ist, und einen an die Nabe gekoppelten Leistungsstrang, wobei der Leistungsstrang wenigstens ein Getriebe und/oder ein Gene- rator- Konvertersystem mit einer entsprechenden elektrischen Last aufweist, aufweist, wobei das Verfahren eine Bestimmung der Last am Rotorblatt mittels des Lastsensors, eine Bestimmung einer Stellgröße und eine Nachführung des Rotorblatts mittels des Stellantriebs anhand der bestimmten Stellgröße umfasst.
[24] Insbesondere sind bei dem erfinderischen Verfahren ein, zwei, drei oder mehr Rotorblätter umfasst. Weiterhin kann der Stellantrieb so realisiert sein, dass zwischen dem Rotorblatt und der Nabe ein Lager angebracht ist. Weiterhin kann ein Hohlrad am Rotorblatt angebracht sein, in das ein Zahnrad, welches an einen Stellmotor gekoppelt ist, rotierend eingreifen kann. Dabei kann der Stellmotor fest an die Nabe gekoppelt sein, womit eine Rotation des Rotorblatts in Bezug zur Nabe ermöglicht wird. [25] In einer besonderen Ausführungsform kann der Leistungsstrang einen Generator umfassen. In einer solchen Ausgestaltungsform wird dann von einem Ringgenerator gesprochen. In einer äußerst bevorzugten Ausführungsform kann der Leistungsstrang zusätzlich ein Getriebe aufweisen und kann die Nabe an das Getriebe gekoppelt sein, wobei das Getriebe die Drehzahl der Nabe, welche durch das Einwirken des Windes auf die Rotorblätter der Nabe aufgeprägt wurde, in eine zumeist höhere Drehzahl transformiert. Diese höhere Drehzahl kann von dem Generator in eine Spannung transformiert werden. Die Aufbereitung dieser Spannung für das Stromnetz kann über einen Konverter und in einer weiteren Ausführungsform zusätzlich mittels eines Transformators er- folgen.
[26] Durch die Drehzahl am Generator und die daraus resultierende Spannung liegt am Generator und dem zugeordneten Konverter/Netz eine elektrische Last an. Für das erfinderische Verfahren zur Steuerung dieser elektrischen Last kann eine Bestimmung der mechanischen Last durch mehrere Lastsensoren, insbesondere mechanische und/oder faseroptische Dehnungsmessstreifen, erfolgen. Diese Dehnungsmessstreifen sind elektronisch auslesbar und können somit einer Regelungseinheit zugeführt werden.
[27] In einer ganz besonders bevorzugten Ausführungsform sind wenigstens zwei Lastsensoren im Wesentlichen orthogonal bzw. in einem Winkel ungleich Null zueinander ausgerichtet. Somit kann vorteilhafter Weise sowohl die mechanische Last in Rich- tung Blattspitze des Rotors als auch die senkrecht dazu auftretenden mechanischen Lasten elektronisch ermittelt werden. Insbesondere können mehrere solche Sensoren über das Rotorblatt verteilt sein, um eine Torsion des Rotorblatts zu bestimmen.
[28] In einer weiteren ganz besonders bevorzugten Ausführungsform kann das Rotorblatt mittels Stellantrieb solange nachgeführt werden, bis eine bzw. mehrere Stellgrößen erreicht sind. Solche Stellgrößen können zuvor in Testläufen bestimmt werden, bei denen die elektrische Last in Abhängigkeit der Lastverteilung am Rotorblatt bestimmt wurde. Diese Stellgrößen können in Tabellen abgelegt sein, auf die die Regeleinheit zugreift.
[29] In einer weiteren bevorzugten Ausgestaltungsform kann eine Regelung mittels PID-Regelung erfolgen. Eine solche Regelung kann mittels Steuergerät und/oder FPGAs erfolgen.
[30] Weiterhin kann eine Regelung anhand eines Kennfeldes erfolgen. Dieses Kennfeld kann diverse Stellwerte für die Regelung definieren. Die Aufzeichnung dieses Kennfelds kann wieder vorab mittels Testlauf bzw. Testläufen erfolgen. Bei diesen Testläufen werden unterschiedliche Lastfälle, wie Rotorblattstellungen bei entsprechenden Rotationen der Nabe, abgebildet und die entsprechende Last am Rotorblatt der elektrischen Last zugeordnet.
[31] In einer weiteren besonders bevorzugten Ausgestaltungsform der Erfindung kann wenigstens ein Signalwert für die Bestimmung der Rotation der Nabe und/oder einer schnellen Welle bestimmt und in die Regelung integriert werden. Dieser Signalwert bzw. Stellwert kann die Regelung beeinflussen und somit die Schrittweite des Stellantriebs bestimmen.
[32] In einer weiteren bevorzugten Ausgestaltungsform kann die Regelung nabensei- tig erfolgen. Dies kann insbesondere den Vorteil haben, dass die Regelung schnell erfolgt, da eine Datenübertragung von rotierenden Teilen (Nabe) zu stehenden Teilen (Maschinenhaus bzw. Windenergieanlagencontroller) entfällt.
[33] In einer weiteren bevorzugten Ausgestaltungsform kann leistungsstrangseitig ein Windenergieanlagencontroller direkt oder indirekt über einen Konverter die elektrische Last im Generator-Konvertersystem regeln. Dies kann insbesondere den Vorteil haben, dass die Regelung des Stellantriebs unabhängig von der Regelung des Konverters er- folgt. Somit können schnelle Regelungen mittels Konverterregelung und langsamere Regelungen mittels Rotorblattverstellung erfolgen. Direkt bedeutet in diesem Zusammenhang, dass der Konverter unabhängig von der Information der mechanischen Last am Rotorblatt durch den Windenergieanlagencontroller geregelt wird. Indirekt bedeutet, dass die Informationen und Signale der mechanischen Last mit in die Regelung des Konverters einfließen.
[34] In einer weiteren bevorzugten Ausgestaltungsform kann eine Kommunikation zwischen der nabenseitigen Regelung der Rotorblätter und der leistungsstrangseitigen Regelung des Generators erfolgen. Dabei kann vorteilhafter Weise die Regelung des Stellgliedes auf die Konverterparameter bzw. die Konverterregelung auf die Lastparam- ter der Rotorblätter angepasst werden.
[35] In einer äußerst bevorzugten Ausgestaltungsform kann die nabenseitige Regelung als Master und die leistungsstrangseitige Regelung als Slave realisiert sein. Dabei kann vorteilhafter Weise zuerst nabenseitig eine Regelung erfolgen.
[36] In den folgenden Figuren werden verschiedene Ausgestaltungen der Erfindung offenbart.
[37] Dabei stellt
Fig. Ia ein Rotorblatt mit einem faseroptischen Dehnungsmessstreifen in
Explosionsdarstellung,
Fig. Ib ein Rotorblatt mit orthogonal zueinander ausgerichteten Deh- nungsmessstreifen,
Fig. 2 zeigt ein Rotorblatt unter Belastung,
Fig. 3 zeigt ein Rotorblatt mit Torsionsbelastung und Fig. 4 stellt die beteiligten Komponenten am erfinderischen Verfahren dar.
[38] In Fig. Ia ist ein Rotorblatt 100 mit eingearbeitetem faseroptischen Dehnungsmessstreifen 103 dargestellt. Solche faseroptischen Dehnungsmessstreifen basieren auf in Lichtwellenleiter eingeschriebene optische Interferenzfilter (faseroptisches Bragg- Gitter). An die Blattwurzel 102 ist ein Lager angeflanscht (hier in Explosionsdarstellung dargestellt). Dieses Lager kann beispielsweise als Wälz- oder Gleitlager ausgestaltet sein. Zudem ist ein Teil des Lagers an der Nabe 107 angeflanscht (hier in Explosionsdarstellung dargestellt). In der Nabe 107 ist der Stellantrieb 109 (Pitch-Motor) verortet. Dieser Stellantrieb ist fest mit der Nabe 107 verbunden und greift mit seinem Zahnkranz (hier nicht dargestellt) so in das Hohlrad (nicht dargestellt) des Rotorblatts 100 ein, dass bei einer Betätigung des Stellantriebs das Rotorblatt 100 in Bezug auf die Nabe 107 verdreht wird. Somit können die Strömungsbedingungen am Rotorblatt 100 beeinflusst werden.
[39] In Figur Ib ist ebenfalls ein Rotorblatt 100 dargestellt, wobei auf bzw. in dem Rotorblatt Dehnungsmesstreifen 104 angebracht sind, welche im Wesentlichen orthogonal zu dem Dehnungsmessstreifen 103 ausgerichtet sind. Die orthogonalen Dehnungsmessstreifen 104 können als mechanische oder auch als faseroptische Dehnungsmessstreifen ausgestaltet sein. Weiterhin können die orthogonalen Dehnungsmessstreifen 104 in einem Winkel zwischen >0° und 90° in Bezug auf den Dehnungsmessstreifen 103 ausgestaltet sein, da durch die Orthogonalität eine flächige Verteilung der Kräfte bestimmt wird. Zudem kann durch das Anbringen mehrerer zueinander stehender Dehnungsmessstreifen die Kraftverteilung entlang des Rotorblatts 100 bestimmt werden.
[40] In Figur 2 ist der Einfluss des Windes 200 auf das Rotorblatt 100 dargestellt. Insbesondere in Richtung der Spitze des Rotorblatts 100 erfährt das Rotorblatt 100 eine Deformation. Die Stärke dieser Deformation kann mit Hilfe der Dehnungsmessstreifen- systeme (201, 203, 205, 207 jeweils mit 103) bestimmt werden. [41] In Figur 3 ist eine Torsionsdeformation des Rotorblatts 100 dargestellt. Die Torsion kann insbesondere mit den Dehnungsmessstreifensystemen (201, 203, 205, 207 jeweils mit 103) bestimmt werden.
[42] Somit kann die mechanische Last, welche aufgrund der Deformation am Rotor- blatt 100 anliegt, mit Hilfe der Dehnungsmessstreifensysteme bzw. Dehnungsmessstreifen, welche im Weiteren auch als Lastsensoren bezeichnet werden, bestimmt werden.
[43] In Figur 4 ist ein Teil einer Windenergieanlage, mit Turm 409, Maschinenhaus 407 und an die Nabe 107 gekoppelte Rotorblätter 101 mit gelagerter 401 langsamer Welle (nicht dargestellt), dargestellt, anhand dessen eines der erfinderischen Verfahren erläutert wird. Weiterhin ist die Nabe 107 an das Getriebe 423 gekoppelt. Das Getriebe 423 bewirkt eine Drehmomenttransformation bzw. eine Drehzahländerung, welche durch den Generator 411 in eine Spannung überführt wird. Diese Spannung wird von dem Konverter 419 gleichgerichtet und in eine Wechselspannung überführt. Diese Wechselspannung wird anschließend vom Transformator 421 für das Netz aufbereitet.
[44] Das Rotorblatt 100 ist mit Dehnungsmessstreifen 103 (entsprechend der Figuren Ia, b) ausgestaltet. Tritt nun einer der Lastfälle wie in den Figuren 2 und 3 dargestellt auf, wird das Signal der Dehnungsmessstreifen 103 mit der elektronischen Einheit 404 ausgewertet und mittels Signalkonditionierung aufbereitet. Die ermittelten Lasten werden mittels Steuergerät 405 und entsprechendem Regelalgorithmus, welche die naben- seitige Steuerung realisieren, in ein Stellsignal für die Stellglieder/Stellmotoren (Pitch- motoren) umgewandelt, welche das Rotorblatt 100 entsprechend den Windverhältnissen ausrichten.
[45] Dazu kann unabhängig davon ein Steuergerät 417 (Windenergieanlagencontrol- ler) über den Konverter 419 die elektrische Last am Generator 411 bzw. Generator- Konvertersystem regeln. Dies ist unter anderem im WIND ENERGY HANDBOOK von Burton, Sharpe, Jenkins und Bossanyi 2001 (John Wiley & Sons, LTD) im Kapitel 8.2.3 beschrieben, dessen diesbezüglicher Inhalt Bestandteil dieser Schrift ist.
[46] Auch kann eine Kommunikation zwischen dem nabenseitig verorteten Steuergerät 405 und dem Konverter 419 erfolgen. Dabei ist das Steuergerät 405 als Master ausgestaltet, welcher der Steuereinrichtung 417, welche als Slave ausgestaltet ist, Signale über den Schleifring 415 und der Signalaufbereitungseinheit 415 zusendet. Somit können Stellsignale zwischen den Steuergeräten ausgetauscht und die Regelung des Konverters/Generators und der Stelleinrichtungen optimiert werden.

Claims

Patentansprüche:
1. Windenergieanlage, welche insbesondere zur Regelung der elektrischen Last ausgestaltet ist, wobei die Windenergieanlage wenigstens ein wenigstens einen Lastsensor aufweisendes Rotorblatt, welches über einen Stellantrieb an eine Na- be gekoppelt ist, und einen an die Nabe gekoppelten Leistungsstrang, wobei der
Leistungsstrang wenigstens ein Getriebe und/oder ein Generator- Konvertersystem mit einer entsprechenden elektrischen Last aufweist, aufweist, dadurch gekennzeichnet, dass die Windenergieanlage eine nabenseitige Steuerung aufweist, welche eine Bestimmung der Last am Rotorblatt mittels des Last- sensors, eine Bestimmung einer Stellgröße und eine Nachführung des Rotorblatts mittels des Stellantriebs anhand der bestimmten Stellgröße realisiert.
2. Windenergieanlage nach Anspruch 1, wobei die Windenergieanlage konverter- seitig einen Windenergieanlagencontroller aufweist, welcher anhand von Netzparametern Teile der Anlage steuert.
3. Windenergieanlage nach einem der vorherigen Ansprüche, wobei ein Datenaustausch zwischen der nabenseitigen Steuerung und dem Windenergieanlagencontroller erfolgt.
4. Windenergieanlage nach einem der vorherigen Ansprüche, wobei die nabenseitige Steuerung als Master und der Windenergieanlagencontroller als Slave ausges- taltet sind.
5. Windenergieanlage nach einem der vorherigen Ansprüche, wobei die nabenseitige Steuerung als Slave und der Windenergieanlagencontroller als Master ausgestaltet sind.
6. Windenergieanlage nach einem der vorherigen Ansprüche, wobei Master- und Slavefunktion zwischen Windenergieanlagencontroller und nabenseitigen Steuerung wechselseitig schaltbar ausgestaltet sind.
7. Windenergieanlage nach einem der vorherigen Ansprüche, wobei die nabenseiti- ge Steuerung anhand eines Kennfeldes, welches Lastverläufe der mechanischen
Last an den Rotorblättern umfasst, erfolgt.
8. Verfahren zur Steuerung eines Stellantriebs einer Windenergieanlage nach einem der vorherigen Ansprüche, wobei die Steuerung nabenseitig erfolgt.
9. Verfahren nach Anspruch 8, wobei eine Regelung der elektrischen Last, welche am Netz anliegt und welche im Wesentlichen mittels Windenergieanlagencontroller erfolgt, unabhäng von der nabenseitigen Steuerung erfolgt.
10. Verfahren nach einem der Ansprüche 8 oder 9, wobei ein Paramteraustausch zwischen der nabenseitigen Steuerung und dem Windenergieanlagencontroller erfolgt.
11. Verfahren nach einem der Ansprüche 8 bis 10, wobei in einer Master und Slave Ausgestaltung eine Steuerung von Stellgliedern solange vorgenommen wird, bis der Master eine andere Vorgabe gibt.
12. Verfahren zur Regelung der elektrischen Last einer Windenergieanlage, wobei die Windenergieanlage wenigstens ein wenigstens einen Lastsensor aufweisen- des Rotorblatt, welches über einen Stellantrieb an eine Nabe gekoppelt ist, und einen an die Nabe gekoppelten Leistungsstrang, wobei der Leistungsstrang wenigstens ein Getriebe und/oder ein Generator-Konvertersystem mit einer entsprechenden elektrischen Last aufweist, aufweist, wobei das Verfahren eine Bestimmung der Last am Rotorblatt mittels des Lastsensors, eine Bestimmung ei- ner Stellgröße und eine Nachführung des Rotorblatts mittels des Stellantriebs anhand der bestimmten Stellgröße umfasst.
13. Verfahren nach Anspruch 12, wobei die Bestimmung der Last durch mehrere Lastsensoren, insbesondere mechanische und/oder faseroptische Dehnungsmess- streifen, erfolgt.
14. Verfahren nach einem der Ansprüche 12 oder 13, wobei wenigstens zwei Lastsensoren einen Winkel zueinander aufweisen.
15. Verfahren nach einem der Ansprüche 12 bis 14, wobei das Rotorblatt mittels Stellantrieb solange nachgeführt wird, bis die Stellgröße erreicht ist.
16. Verfahren nach einem der Ansprüche 12 bis 15, wobei eine Regelung mittels PID-Regelung erfolgt.
17. Verfahren nach einem der Ansprüche 12 bis 16, wobei eine Regelung anhand eines Kennfeldes erfolgt.
18. Verfahren nach einem der Ansprüche 12 bis 17, wobei wenigstens ein Signal- wert für die Bestimmung der Rotationsgeschwindigkeit der Nabe und/oder einer schnellen Welle bestimmt und in die Regelung integriert wird.
19. Verfahren nach einem der Ansprüche 12 bis 18, wobei die Regelung nabenseitig erfolgt.
20. Verfahren nach einem der Ansprüche 12 bis 19, wobei leistungsstrangseitig ein Windenergieanlagencontroller direkt oder indirekt über einen Konverter die elektrische Last am Generator regelt.
21. Verfahren nach einem der Ansprüche 12 bis 20, wobei eine Kommunikation zwischen der nabenseitigen Regelung der Rotorblätter und der leistungsstrang- seitigen Regelung des Generators/Konverters erfolgt.
22. Verfahren nach einem der Ansprüche 12 bis 21, wobei die nabenseitige Regelung als Master und die leistungsstrangseitige Regelung als Slave realisiert ist.
23. Windenergieanlage welche so ausgestaltet ist, so dass wenigstens ein Verfahren der Ansprüche 12 bis 22 realisiert wird.
EP08854599A 2007-11-30 2008-12-01 Verfahren zur regelung der elektrischen last einer windenergieanlage Withdrawn EP2215355A2 (de)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
DE102007005805 2007-11-30
PCT/DE2008/001988 WO2009068020A2 (de) 2007-11-30 2008-12-01 Verfahren zur regelung der elektrischen last einer windenergieanlage

Publications (1)

Publication Number Publication Date
EP2215355A2 true EP2215355A2 (de) 2010-08-11

Family

ID=40679036

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EP08854599A Withdrawn EP2215355A2 (de) 2007-11-30 2008-12-01 Verfahren zur regelung der elektrischen last einer windenergieanlage

Country Status (3)

Country Link
EP (1) EP2215355A2 (de)
DE (1) DE112008003688A5 (de)
WO (1) WO2009068020A2 (de)

Families Citing this family (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
GB2477594B (en) * 2010-11-25 2011-12-28 Moog Insensys Ltd Wind turbine rotor blades
US9399983B2 (en) 2010-12-30 2016-07-26 Lm Wp Patent Holding A/S Wind turbine blade with cross-sectional sensors
EP2848805B1 (de) * 2013-09-17 2019-01-02 Alstom Renovables España, S.L. Verfahren zum Betrieb einer Windturbine
CN105822508B (zh) * 2016-04-29 2018-04-13 安徽容知日新科技股份有限公司 一种监测风力发电设备的叶片形变的系统
DE102017011512A1 (de) * 2017-12-13 2019-06-13 Senvion Gmbh Verfahren und System zum Betreiben einer Windenergieanlage
CN108252863B (zh) * 2018-01-23 2019-12-31 焦作大学 一种新型自动化风力发电装置

Family Cites Families (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4792281A (en) * 1986-11-03 1988-12-20 Northern Power Systems, Inc. Wind turbine pitch control hub
DK58998A (da) * 1998-04-30 1999-10-31 Lm Glasfiber As Vindmølle
EP0995904A3 (de) * 1998-10-20 2002-02-06 Tacke Windenergie GmbH Windkraftanlage
ES2228121T3 (es) * 1999-11-03 2005-04-01 Vestas Wind Systems A/S Procedimiento de control de la operacion de una turbina electrica y turbina electrica para usarse en dicho procedimiento.
DE10011393A1 (de) * 2000-03-09 2001-09-13 Tacke Windenergie Gmbh Regelungssystem für eine Windkraftanlage
DE10219664A1 (de) * 2002-04-19 2003-11-06 Enron Wind Gmbh Windenergieanlage, Regelanordnung für eine Windenergieanlage und Verfahren zum Betreiben einer Windenergieanlage

Non-Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
See references of WO2009068020A2 *

Also Published As

Publication number Publication date
WO2009068020A2 (de) 2009-06-04
WO2009068020A3 (de) 2009-11-26
DE112008003688A5 (de) 2010-11-11

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EP1286049B1 (de) Windkraftanlage
DE102011052894B4 (de) System zum Überwachen einer Windturbine
EP3420226B1 (de) Verfahren zum bestimmen einer äquivalenten windgeschwindigkeit
DE102013100703B4 (de) System und Verfahren zur Bestimmung von Anstellwinkeln für eine Windkraftanlage während Spitzenlastminderung
EP2669513B1 (de) Verfahren zur Dämpfung von Torsionsschwingungen in einer Antriebsstrangkomponente
EP2479428B1 (de) Windturbine mit einer Bremsvorrichtung und Verfahren zum Abbremsen sowie Verwendung der Bremsvorrichtung
EP2215355A2 (de) Verfahren zur regelung der elektrischen last einer windenergieanlage
EP3133282B1 (de) Verfahren und system zur überwachung einer einzelblattverstellung einer windenergieanlage
DE112012005771T5 (de) Windkraftanlage und Verfahren zum Bestimmen von Windkraftanlagenparametern
EP3421784B1 (de) Verfahren zum betreiben einer windenergieanlage
DE19739162A1 (de) Windenergieanlage
DE102007058054A1 (de) Verfahren zur Regelung der elektrischen Last einer Windenergieanlage
DE102011052938A1 (de) Verfahren und System zur Steuerung der Drehzahl einer Windkraftanlage
WO2013072005A1 (de) Verfahren zur dämpfung von torsionsschwingungen in einer energieerzeugungsanlage
WO2013186183A1 (de) Maschinenkomponente eines antriebsstrangs sowie verfahren zur auslegung und/oder zur inbetriebnahme und/oder zum betreiben eines solchen antriebsstrangs
WO1997041415A1 (de) Verspannungsprüfstand für hubschraubergetriebe
EP2522978B1 (de) Prüfstand für dynamische Prüfaufgaben an Verbrennungskraftmaschinen, sowie Verfahren zum Betreiben eines derartigen Prüfstandes
DE10300174B3 (de) Windenergieanlage mit mindestens zwei Komponenten und einem Datennetz
EP2389509B1 (de) Stationäre energiegewinnungsanlage mit einer abbremsvorrichtung
EP2948678A1 (de) Verfahren zur azimutverstellung einer windenergieanlage, azimutverstellsystem und windenergieanlage
EP2984335B1 (de) Verfahren und system zur überwachung einer einzelblattverstellung einer windenergieanlage
EP3495656B1 (de) Verfahren zur bestimmung der belastungsdynamik einer windenergieanlage
DE102013101348A1 (de) System und Verfahren zum Betreiben eines Windparks
EP3242013A1 (de) Windenergieanlage mit einer vorrichtung zum drehen einer gondel der windenergieanlage und verfahren zur montage einer vorrichtung zum drehen einer gondel
EP3887677B1 (de) Verfahren zum betrieb einer windenergieanlage, windenergieanlage und computerprogrammprodukt

Legal Events

Date Code Title Description
PUAI Public reference made under article 153(3) epc to a published international application that has entered the european phase

Free format text: ORIGINAL CODE: 0009012

17P Request for examination filed

Effective date: 20100618

AK Designated contracting states

Kind code of ref document: A2

Designated state(s): AT BE BG CH CY CZ DE DK EE ES FI FR GB GR HR HU IE IS IT LI LT LU LV MC MT NL NO PL PT RO SE SI SK TR

AX Request for extension of the european patent

Extension state: AL BA MK RS

DAX Request for extension of the european patent (deleted)
PUAJ Public notification under rule 129 epc

Free format text: ORIGINAL CODE: 0009425

32PN Public notification

Free format text: FESTSTELLUNG EINES RECHTSVERLUSTS NACH REGEL 112(1) EPUE (EPA FORM 2524 VOM 02.02.2012)

19U Interruption of proceedings before grant

Effective date: 20100618

19W Proceedings resumed before grant after interruption of proceedings

Effective date: 20120903

STAA Information on the status of an ep patent application or granted ep patent

Free format text: STATUS: THE APPLICATION IS DEEMED TO BE WITHDRAWN

18D Application deemed to be withdrawn

Effective date: 20130305