2017-07-26
http://w3.windmesse.de/windenergie/news/18045-romo-wind-ag-optimierter-ertrag-durch-bessere-windausrichtung

ROMO Wind AG: Optimierter Ertrag durch bessere Windausrichtung

Ein Fachartikel aus dem Windmesse Technik-Symposium Review 2014.

Die von Romo Wind patentierte iSpin-Technologie („iSpin“) ermittelt die für den Ertrag einer Windkraftanlage (WKA) wesentlichen Parameter (Windgeschwindigkeit, Windrichtung und Schräganströmung, Turbulenzintensität) des auf den Rotor auftreffenden Windes an der Nabe der WKA. Im Vergleich zu den bisher üblichen Methoden, die wesentlichen Parameter des Windes zu erfassen, bietet diese Methode den Vorteil, den Wind noch vor dem Rotor und den damit induzierten Turbulenzen zu messen. Zunächst können hier zwei wesentliche Applikationen dieses Messverfahrens aufgeführt werden:

  • Korrektur von bestehenden Ausrichtungsfehlern der WKA zur Windrichtung, hervorgerufen durch fehlerhafte Messungen des Anemometers auf dem Maschinenhaus
  • Vermessung des Windes über alle Sektoren bis zur relativen Leistungskurvenvermessung

iSpin bietet erstmals die Möglichkeit, den Wind dort kontinuierlich zu messen, wo er eigentlich schon immer hätte gemessen werden sollen: am Spinner der WKA. In den hier vorgestellten Anwendungen werden mit iSpin die Erträge der Anlagen maximiert und gleichzeit Reparatur und Service minimiert.

 

Die Romo Wind iSpin-Technologie:

Die der iSpin zugrunde liegende Technologie des sogennannten „Spinner Anemometers“ wurde im Jahr 2004 von Professor Troels Friis Pedersen am Institut für Wind Energie (DTU) der Technischen Universität Dänemark entwickelt und patentiert.

Der Spinner Anemometer verwendet die wohl bekannte Ultraschall-Messmethode zur Ermittlung der Windgeschwindigkeit, die schon um 1940 entwickelt, ausgiebig getestet und für robust und ausgereift befunden wurde. Die Einfachheit dieser Methode und die Genauigkeit und hohe Qualität der Messungen ließ ihre Verbreitung für Windmessungen global stark ansteigen.

Aktuell finden Messungen der Windgeschwindigkeit und -richtung auf Windkraftanlagen hinter dem Rotor statt. Dort ist der Sensor allerdings den Rotorturbulenzen und anderen nicht vorhersehbaren Windbedingungen ausgesetzt, die die Strömung entlang des Maschinenhauses verursacht (siehe Bild 1). Daraus resultierende Unsicherheiten in der Messung führen zu Fehlinformationen, die die Turbinensteuerung nicht als solche erkennen kann und ganz normal verarbeitet. Neben Ausrichtungsfehlern der WKA, erhöhten Lasten und Betrieb außerhalb der Parameter des Typenzertifikats kann auch keine korrekte Leistungskurve ermittelt werden. Eine effiziente Überwachung der Anlage während des Betriebs wird so fast unmöglich.

Bild 1

Prof. Troels Friis Pedersen entwickelte daher einen speziellen Ultraschallsensor. Bis zu drei dieser Sensoren montierte er am Spinner, wo der Wind dreidimensional erfasst werden kann (Bild 2).

Bild 2

Die Windmessung an WKA wird grundsätzlich immer von der Turbinengeometrie beeinflusst. Die Anlagenhersteller hatten versucht, komplexe Algorithmen (Transferfunktionen) zu entwickeln, die die hinter dem Rotor gemessene Windgeschwindigkeit und -richtung korrigieren. Dies ist aber auf Grund der Komplexität der Parameter wie Turbulenzen der Rotorblätter, komplexe Gelände, Ausrichtungsfehler der WKA, andere Turbinen im Windpark und anderem Equipment auf dem Maschinenhausdach nie wirklich gelungen, sodass die Unsicherheiten der Messungen immer sehr hoch waren.

Bei der iSpin-Technologie ist faktisch nur die Geometrie des Spinners und die Verlangsamung des Luftstroms bei Annäherung an den Rotor zu kompensieren, was sich durch gleichzeitigen Einsatz eines WKA-montierten LIDAR-Gerätes oder eines Windmessmastes für einen Anlagentyp gut durchführen lässt. Romo Wind greift hier schon auf eine reichhaltige Bibliothek an Kompensationsfaktoren (K1/K2) für die gängigsten Maschinentypen zurück.

Das Messprinzip von iSpin kann Bild 3 entnommen werden und zeigt, dass die Windgeschwindigkeit bei senkrechtem Auftreffen an allen drei Sensoren gleich groß sein muss. Sollte jedoch der Wind schräg einfallen, bewirkt dies eine zyklische Veränderung der drei Sensoren in Abhängigkeit der Rotation des Spinners. Die Amplitude dieser Zyklen ist nun direkt proportional zur Schräganströmung und damit zum Ausrichtungsfehler. Durch die zusätzlichen Beschleunigungssensoren in den iSpins lässt sich jederzeit die Rotorposition am Spinner ermitteln. Damit wird die dreidimensionale Ermittlung des Windvektors erst ermöglicht. Sobald die Windgeschwindigkeiten an den drei iSpin-Sensoren gleich groß sind und nicht mehr variieren, ist der Ausrichtungsfehler korrigiert. Damit ergibt sich die einzigartige Möglichkeit simultan die freie Windgeschwindigkeit, alle Schräganströmungen sowie die Turbulenzintensität zu messen, was derzeit von keinem anderen Windsensorsystem am Markt geleistet wird. Zusammen mit Maschinenhauspositionssensoren und Luftdichte- und Leistungsmessungen am Generator lässt sich so die relative Leistungskurve der Anlage zuverlässig ermitteln.

Bild 3

 

Korrektur von Windausrichtungsfehlern

In vielen Testinstallationen in Dänemark wurde iSpin sowohl mit den Ergebnissen eines Windmessmastes als auch mit den Ergebnissen von zwei der gebräuchlichsten LIDAR-Messgeräten verglichen und die hohe Genauigkeit der Messung von Ausrichtungsfehlern durch iSpin dokumentiert. Bild 4 zeigt Beispiele von Messungen von Ausrichtungsfehlern. Neben den gut ersichtlichen statischen Ausrichtungsfehlern (Mittelwert der gemessenen Ausrichtungsfehler), die sich konstant über der Windgeschwindigkeit zeigen, ist auch der dynamische Ausrichtungsfehler eine nicht zu unterschätzende Quelle für Leistungseinbußen. Als kontinuierlich einsetzbares Messsystem eignet sich iSpin auch hervorragend, um die in Bild 4 ersichtlichen dynamischen Abweichungen von +/- 15-25°, die auch von den unzureichenden Möglichkeiten des Nascellenanemometers herrühren, mittels direkter Schnittstelle zum Turbinencontroller auszuregeln.

Bild 4

In mehr als 100 Vermessungen konnten wir feststellen, dass 6 von 10 WKA einen erheblichen Ausrichtungsfehler von mehr als 4° aufweisen. Im Durchschnitt zeigten diese Anlagen einen mittleren Ausrichtungsfehler von ~ 7°-8°. Aus diesen Ausrichtungsfehlern lässt sich mittels eines cos2-Verhältnisses direkt das Optimierungspotential ermitteln (Bild 5.). Dieses direkte Verhältnis zwischen dem Ausrichtungsfehler und dem Optimierungspotential wurde einerseits durch Versuchsreihen mit beiden LIDAR-Geräten empirisch, als auch durch den DNV GL in einer Simulationsreihe bestätigt (Bild 6).

Bild 5

Bild 6

 

Kontinuierliche Windmessung zur Optimierung von Betriebsstrategien

Zusätzlich ist iSpin in der Lage, alle wesentlichen Parameter einer Windmessung über die komplette Windrose auf Nabenhöhe, der Position der Turbine und vor dem Rotor zu bestimmen, nämlich genau dort, wo der Wind auf die Windkraftanlage auftrifft. Die 10 min Daten von freier Windgeschwindigkeit, Schräganströmung, Windrichtung und Turbulenzintensität können selbstverständlich auch mit dem Kunden-SCADA-System synchronisiert und über eine Schnittstelle eingespielt werden (Bild 7, Bild 8).

Bild 7

Bild 8

Ein Anwendungsbereich der kontinuierlichen Windmessung ist der Einsatz in komplexem Gelände, wo einzelne Windkraftanlagen problematischen Turbulenzen oder Schräganströmungen ausgesetzt sein könnten. Der Nachweis der genauen Windsituation an der Turbinenposition auf Nabenhöhe erlaubt es dann, die Betriebstrategie so zu wählen, dass die Leistung in den Windsektoren so heruntergefahren wird, dass die Anlage noch in den gemäß Typenprüfung zulässigen Betriebsparametern betrieben werden kann. Dies reduziert Wartungs- und Instandsetzungskosten während des Betriebs und verlängert die Lebensdauer der Anlagen.

Auch die vorhandene Windsituation in einem gesamten Park kann vermessen werden, um z.B. bei einem Verkauf des Windparks nachzuweisen, dass der prognostizierte Windvorrat wie angegeben zur Verfügung steht und die Anlagen immer innerhalb der Betriebsparameter betrieben worden sind.

Weitere Einsätze sind bei der Erweiterung eines Parks oder beim Repowering denkbar.

Zusammen mit einer Luftdichtemessung und einer unabhängigen Messung der Generatorleistung – so dies technisch möglich ist – lässt sich die kontinuierliche Windmessung wie eben beschrieben zu einer relativen Leistungskurvenvermessung heranziehen. Dies ist speziell interessant, wenn man eine Degradation der Leistungskurve über die Zeit oder die Wirksamkeit von Optimierungsmaßnahmen nachweisen möchte. Bild 9 zeigt die relative Leistungskurve vor (blau) und nach Korrektur (rot) eines 14°-Ausrichtungsfehlers resultierend in einer Leistungssteigerung um 5,6% der Produktion.

Bild 9

Für die Vermessung der absoluten Leistungskurve arbeitet Romo Wind an einer Dokumentation für die Kalibrierung und der Ermittlung der Windscherung, welche der Norm IEC 61400-12-1 entspricht. Das Messsystem selbst ist seit April 2013 Bestandteil der neuen IEC 61400-12-2. Damit wird es möglich sein, die Leistungskurvengarantien der Hersteller von WKA zu überprüfen.

 

Über Romo Wind

Romo Wind ist ein schweizerisch-dänisches Hochtechnologieunternehmen, welches sich der Optimierung der Energiegewinnung und der Reduzierung von Belastungen in Windparks durch den Einsatz der patentierten und einfach anzuwendenden iSpin-Technologie widmet. Romo Wind wird durch Investoren wie ABB oder Yellow&Blue (Vattenfall) unterstützt, genauso wie die Entwicklung von iSpin-Monitor durch die Dänische EUDP unterstützt worden ist.

Quelle:
ROMO Wind AG
Autor:
Karl Fatrdla
Email:
kr@romowind.com
Link:
www.romowind.com
Windenergie Wiki:
Windpark, Turbine, Repowering





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