Mehr Energieproduktion, geringere Betriebskosten

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1 ispin von ROMO Wind Bewährte Technologie in einem revolutionären Ansatz zur Windmessung für eine Wertsteigerung Ihrer Investition bei reduzierten Lasten und Verschleiß

2 Die ispin Story Die Spinneranemometer-Technologie wurde im Jahr 24 von Professor Troels Friis Pedersen der DTU Wind Energy an der technischen Universität von Dänemark (DTU) erfunden und patentiert. korrigiert werden können. Bei der ispin Technologie beeinflussen im Wesentlichen nur die symmetrische Spinnergeometrie und die Induktionswirkung (Abschwächung des Windes) des sich drehenden Rotors die Windmessungen. ROMO korrigiert und kalibriert dies durch LIDAR- oder Messmastvergleichsmessungen für freie Windgeschwindigkeiten und -richtungen und hat diesbezüglich eine Kalibrierfaktor-Datenbank für die häufigsten Typen von Windkraftanlagen am Markt erstellt. Das Messprinzip Abbildung 1 Turbulenzen hinter dem Rotor Mit bewährter Technologie zur Lösung eines fundamentales Problem Mit dem Stand der Technik heute messen alle Windkraftanlagen die Windgeschwindigkeit und -richtung mit Sensoren, die hinter dem Turbinenrotor auf dem Gondeldach positioniert sind. In dieser Position sind die Sensoren Turbulenzen ausgesetzt, welche durch den Rotor und Aufbauten, welche die Strömung rund um die Gondel ablenken, verursacht werden (Abbildung 1). Dies führt zu starken Unwägbarkeiten in Bezug auf die Windmessungen mit dementsprechenden negativem Einfluss auf Turbinensteuerung. Weiterhin sind damit die Erstellung von genauen und vergleichbaren Leistungskurven und die damit verbundene Leistungsüberwachung der Windturbine unmöglich. Die ispin Technologie (Spinneranemometer) detektiert den Wind vor dem Rotor, wo die Strömung noch gleichförmig und prognostizierbar ist. Dabei verwendet ispin die hierfür bekannte und hochwertige Technologie der Ultraschallgeschwindigkeitsmessung. ispin besteht aus bis zu drei speziell konstruierten Ultraschallsensoren (Abbildung 2), die auf dem Spinner der Turbine jeweils 12 Grad versetzt den Windvektor in Abbildung 2 allen drei Dimensionen ermitteln Der ispin sensor kann. Ungeachtet der Art der Windmessung wird die Turbinengeometrie stets die Windmessung beeinflussen. Zusätzlich hierzu werden die Windmessungen von Gondelanemometern noch durch komplexes Gelände, Gondelfehlausrichtungen, Verwirbelungen der Strömung an der Sensorposition durch andere Ausrüstungen am Gondeldach auf unvorhersehbare Art und Weise beeinflusst, welche nicht mehr nachträglich ausreichend Wenn der Rotor korrekt in Bezug auf den Wind positioniert ist (senkrecht zur Windrichtung), strömt der Wind bei einer symmetrischen Geometrie gleichmäßig über den Spinner und jeder Sensor produziert dieselbe Windgeschwindigkeit. Wenn der Wind jedoch die Rotorfläche schräg anströmt, misst jeder Sensor eine zyklisch variierende Windgeschwindigkeit, während sich der Spinner dreht. Die Amplitude der zyklischen Windgeschwindigkeitsabweichung ist proportional zum Anströmwinkel. Jeder ispin-sensor verfügt über einen integrierten Beschleunigungssensor, der die Rotorposition jedes Sensors während einer Umdrehung bestimmt. Aus der Amplitude und dem Phasenwinkel der Windgeschwindigkeitssignale (Abbildung 3) kann der komplette Windvektor abgeleitet werden. Wenn ispin dieselbe Windgeschwindigkeit während der gesamten Rotordrehung misst, liegt keine Schräganströmung vor. Damit eignet sich das Spinneranemometer insbesondere für die aktive Korrektur von Gondelfehlausrichtungen in Windkraftanlagen. Probe 1/Cup Low wind speed Wind Nacelle High wind speed Abbildung 3 Messprinzip Azimuth High wind speed Low wind speed Probe 1 Probe 2 Probe 3 Probe3c Probe2c Average Probe 1/Cup Die genaue und gleichzeitige Vermessung der freien Windgeschwindigkeit und -richtungen, aller Schräganströmungskomponenten und der Turbelenzintensität ist ein einzigartiges Merkmal von ispin, das mit keiner anderen auf dem Markt erhältlichen Windmesstechnologie realisierbar ist. Mit zusätzlicher Vermessung der Luftdichte und der Energieproduktion aus dem SCADA System der Windenergieanlage ist die Leistungskurve der Windenergieanlage zur Beurteilung des Leistungsvermögens der Windenergieanlage bestimmbar. Wind Nacelle Probe 1 Probe 2.3 Probe 3 Probe2c.2.1 Probe3c Average Azimuth

3 Mehr Energieproduktion, geringere Betriebskosten Warum ispin? Eine genaue Vermessung des auf die Turbine auftreffenden Windes während des Betriebs wird immer mehr zu einer Notwendigkeit. Reduzierte Einspeisevergütung und niedrigere Strompreise, Standorte mit schwachen Windverhältnissen und strengere Finanzierungsbedingungen haben die Wirtschaftlichkeit des Betriebs von Windkraftanlagen verschlechtert, wenn diese nicht ihr gesamtes Potenzial optimal ausschöpfen. Mit herkömmlichen Gondelanemometern ist es schwierig, genaue Messwerte für Windgeschwindigkeit und -richtung zu erhalten und nicht möglich, die Schräganströmung und Turbulenzen zu messen. Die Windturbine unterliegt oft Gondelfehlausrichtungen, anderen Schräganströmungen und Turbulenzen, und dies obwohl das Gondelanemometer vorgibt, dass die Windturbine perfekt ausgerichtet ist und keine Designparameter überschreitet. Die Gondelfehlausrichtung führt direkt zu einem Produktionsverlust, da der Rotor nicht optimal zum Wind ausgerichtet ist. Gondelfehlausrichtungen, andere Schräganströmungen und Turbulenzen steigern die Lasten in den Windenergieanlagen. Dies führt zu höherem Verschleiß, höherem Wartungsaufwand und höheren Reparaturkosten als vorgesehen. All diese Fakten führen zu einer Minderung des Energieertrags und reduzieren die Profitabilität! Für die Bestimmung von relativen und absoluten Leistungskurvenmessungen können die Messwerte der Gondelanemometer nur bedingt als Grundlage verwendet werden. Demzufolge haben Windparkeigner Probleme festzustellen, ob Ihre Windenergieanlagen während des Betriebs über die Lebensdauer das volle Potential ausschöpfen und die garantierte Leistungskurve einhalten Ständige Überwachung Die ständige Überwachung von Gondelfehlausrichtung, Turbulenzen, Schräganströmungen und der Leistungskurve durch kontinuierliche Messungen der Windgeschwindigkeit und -richtung ist ein wichtiger Erfolgsfaktor in einem verschärften Marktumfeld! ispin kann die Windgeschwindigkeit und -richtung genau vermessen und überwachen und damit auch die Gondelfehlausrichtung, Strömungswinkel, Turbulenzen und die Leistungskurve in allen Sektoren erfassen. ispin erfasst den Wind dort, wo er gemessen werden sollte! Neue Erkenntnisse für die Betreiber von Windparks: Leistungsmessung und -überwachung Permanente Überwachung der Gondelfehlausrichtung Messung und Überwachung von Nachlaufströmungen und Turbulenzen Grundlage für die Optimierung von Betriebsstrategien:»» Aktives Lastenmanagement»» Windpark Instandhaltung»» Weiterbetrieb von Windenergieanlagen nach der offiziellen Lebensdauer Verfeinerung der Windprognosen durch ispin Vergleichsmessung im Windpark Micro-siting bei Windparkerweiterungen und -verdichtungen... und führen damit zu einem höheren freien Cash Flow Führen zu einer Produktionssteigerung und mehr Erträgen reduziert Lasten und resultiert daher in niedrigeren Wartungs- und Instandhaltungskosten... Permanente Vermessung von Windgeschwindigkeit, -richtung, Turbulenzintensität und Schräganströmung Erkennung von Gondelfehlstellungen und kontinuierliche Leistungsüberwachung

4 Permanente Überwachung des Windes Basic and Advanced Detektion von Gondelfehlausrichtungen: ispin Monitor Basic Die Vermessung der Gondelfehlausrichtung zeigt inwieweit eine Windenergieanlage sich am tatsächlichen Wind ausgerichtet hat. lagen die schlechtesten Windenergieanlagen näher an 1 Grad. Static yaw misalignments Yaw Misalignment [degrees] Relevant range of wind speeds Yaw Misalignment Scatter Plot Project B # s Data Samples Wind Speed [m/s] Abbildung 4 Statische und Dynamische Gondelfehlsausrichtung Binned Average Dies wird über einen statischen (Mittelwert) und dynamischen (Abweichung vom Mittelwert) Kennwert angezeigt (siehe Abbildung 4). Drei Aspekte spielen hierbei eine entscheidende Rolle: Die statische Gondelfehlausrichtung markiert die durchschnittliche Abweichung der Windenergieanlage zur tatsächlichen Windrichtung und kann durch einen Offset (manuell an der Windfahne oder in den Parametern der Turbinensteuerung) korrigiert werden. Die dynamische Gondelfehlausrichtung kennzeichnet die Qualität der Turbinensteuerung auf Basis des ungenauen Gondelanemometers der tatsächlichen Windrichtung zu folgen. Je breiter die Streuung der 1 min Messwerte um den Mittelwert, desto öfter kommt es zu einer Gondelfehlausrichtung und desto mehr Energie geht verloren. Zur Minimierung der Bandbreite dieser Streuung ist eine direkte Schnittstelle von ispin zur Turbinensteuerung erforderlich. Der relevante Bereich der Windgeschwindigkeiten für die Betrachtung von Energieproduktionsverlusten befindet sich zwischen 5 und 13 m/s und korrespondiert mit dem ansteigenden Teil der Leistungskurve. Im Sättungsbereich der Leistungskurve ist keine Produktionssteigerung mehr möglich, die zuzätzlichen Lasten durch Gondelfehlausrichtungen steigen jedoch umso stärker an. Der Umfang von Gondelfehlausrichtungen Range of dynamic yaw misalignments Bis heute war es nicht möglich Gondelfehlausrichtungen zu detektieren, da man die wahre Windrichtung ja nicht vermessen konnte. ROMO Wind konnte jetzt durch Verwendung von ispin aufzeigen dass statische Gondelfehlausrichtung häufiger auftreten und schwerwiegender sind, als dies zuvor angenommen wurde. Gut über die Hälfte aller Windenergieanlagen, an denen ROMO Wind ispin installiert hat, wies eine wesentliche statische Gondelfehlausrichtung von über 4 Grad auf. Die dynamische Gondelfehlausrichtung ist ein Messwert für die Qualität der Azimut Steuerung der Windenergieanlage, die mithilfe von ispin für jede einzelne Turbine überprüft werden kann. Die besten Windenergieanlagen ihrer Klasse weisen eine Standardabweichung von 2-3 Grad (1 min. Durchschnittswerte) auf, im Gegensatz dazu < >16 44% 3% 2% 5% 2% Die Auswirkungen von Gondelfehlausrichtungen ROMO Wind hat durch mehrere Messreihen mit ispin nachgewiesen, dass das Ausmaß der Produktionsverluste verursacht durch Gondelfehlausrichtungen der sogenannten Cos2 Beziehung folgt. Auch der DNV_GL bestätigte die Cos2-Beziehung durch Berechnungen anhand ihres eigenen Modells. Die theoretische Cos2-Beziehung zur Ermittlung der Produktionsverluste und die Modellberechnungen von DNV_GL werden in Abbildung 6 weiter unten dargestellt. Gondelfehlausrichtung Optimierungspotenzial.12%.49% 1.1% 1.98% 3.11% Die Korrektur der statischen Gondelfehlausrichtung steigert die Produktion unmittelbar und senkt die zusätzlichen Lasten in der Windenergieanlage % 6.22% 8.22% 1.56% 13.25% Nur mit Hilfe einer direkten Abbildung 5 Schnittstelle zur Turbinensteuerung, jedoch, kann Cos² Beziehung zwischen der Gondelfehlausrichtung und dem Optimierungspotenzial eine Optimierung der (optimal für eine mittlere Windgeschwindigkeit dynamischen Gondelfehlausrichtung erreicht von 6 m/s) werden um zusätzlich die Energieproduktion zu steigern und die Lasten zu reduzieren. Lost production [%] Abbildung 6 Nachweis der Cos2 Beziehung Annual energy loss due to yaw error Yaw misalignment [deg]

5 Volle Einsicht: ispin Monitor Advanced Messverfahren für einen optimierten Betrieb Mit ispin Monitor Advanced ist es jetzt erstmals möglich, die Windgeschwindigkeit und -richtung, die Turbulenzintensität und die Schräganströmungen (einschließlich der Gondelfehlausrichtung) über alle Windsektoren hinweg zu messen (siehe Abbildung 7). Bislang waren Vergleiche und Validierungen von Turbulenzgutachten am Standort praktisch nicht verfügbar. ispin Monitor Advanced eröffnet eine völlig neue Welt für Anwendungen, wie beispielsweise die Nutzung der Messdaten für clevere Betriebsstrategien zur Reduktion von Lasten um Reparatur- und Wartungskosten senken zu können, für Repowering und Erweiterungen von Windparks, für Programme zum Weiterbetrieb, zur kontinuierliche Dokumentation der Lasten über den Lebenszyklus hinweg, Verfeinerung von Windprognosen etc. 2% Turbulenzintensitäten 24% Turbulenzintensitäten führen kann. Verantwortlich hierfür ist die Ungenauigkeit des Gondelanemometers auf Basis der weiter oben beschriebenen Unzulänglichkeiten. Relative Leistungskurvenüberwachung jetzt! Die relative Leistungskurvenüberwachung ist eine extrem effektive Methode für den Betreiber von Windturbinen, um Änderungen in der Turbinenleistung zu überwachen und falls Turbinenprobleme auftreten sollten, sofort Abhilfe schaffen zu können. Außerdem können Optimierungsmaßnahmen sehr schön dokumentiert werden. Für die Überwachung von relativen Leistungskurven ist es wichtig, dass die Unsicherheiten und Parameter vor und nach der Messung der relativen Leistungskurve dieselben sind. ispin Monitor ermöglicht den Betreibern erstmals die Überwachung von relativen Leistungskurven mit einem hohen Grad an Genauigkeit (Abbildung 8). Power curve optimization due to yaw error correction calculation Power Curve Optimization due to Yaw Error Correction calculation according to IEC according to IEC % Turbulenzintensitäten 21% Turbulenzintensitäten Power [kw] Power [kw] 1 5 Abbildung 7 Turbulenzintensitäten verursacht durch Nachlaufströmungen benachbarter Anlagen Um Windgeschwindigkeit und richtung über alle Sektoren vermessen zu können wird ispin noch zusätzlich mit einem Turbinenpositionssensor ausgestattet. Für die Analyse und Auswertung der Messdaten und als Schnittstelle für den Datenaustausch mit anderen Systemen steht ispin Brain zur Verfügung. Leistungsüberwachung: Eine genaue und verlässliche Leistungskurve ist eine wichtige Kenngröße für das Leistungsvermögen einer Windenergieanlage. Die Leistungskurve einer Windenenergieanlage an einem spezifischen Standort (veränderliche Windrichtung, Schräganströmung und Turbulenzintensität), kann erheblich von der garantierten Nennleistungskurve abweichen. Maßgebend hierfür sind standortspezifische Faktoren oder komplexe Windbedingungen. Außerdem ist der Einfluss der Unsicherheiten in einer IEC Messung der Leistungskurve durchaus signifikant und führt zur Tatsache, dass nur 95% oder weniger einer Leistungskurve garantiert werden. Abbildung Before yaw Before correction Yaw Correction After yaw correction After Yaw Correction Relativer Leistungskurvenvergleich vor und nach Korrektur einer 12 Gondelfehlstellung Absolut IEC-konforme Leistungskurvenmessung schon bald Die Kenntnis der absoluten Leistungskurve der Windturbine im direkten Vergleich mit der garantierten Leistungskurve ist von hoher Bedeutung. Im April 213 wurde das Spinneranemometer in den neuen IEC Standard zur Messung der absoluten Leistungskurven aufgenommen. Neben standardisierten Kalibrierungsabläufen für die verwendete Messeinrichtung zur Messung von freien Windgeschwindigkeiten, Luftdichte und Stromproduktion erfordert die Norm IEC außerdem die Messung der Turbelenzintensität, Windabweichung und Schräganströmungen (einschl. Gondelfehlausrichtung) für die Erstellung der absoluten Leistungskurve. ispin Monitor ist sehr bald schon in der Lage dem Betreiber eine kostengünstige IEC-konforme Leistungskurvenüberwachung zur Hand zu geben. Änderungen oder Defekte an den Komponenten einer Windenergieanlage nach der Erstinbetriebnahme können zu einer erheblichen Verminderung der Leistung führen. Heute ist der Betreiber einer Turbine nicht in der Lage, solche Änderungen in der Leistungskurve akkurat zu überwachen, obgleich dies zu erheblichen Produktionsverlusten und Schäden an der Windenergieanlage

6 Kontaktieren Sie uns noch heute um herauszufinden wie Romo Winds ispin Technologie Ihre Anlagen effizienter machen kann. ROMO Wind. Schöpfen Sie das volle Potential Ihrer Anlage aus