24. Windenergietage Spreewind. Optimimierung von Windparks mit ispin-technologie

Transkript

1 24. Windenergietage Spreewind Optimimierung von Windparks mit ispin-technologie

2 Worum es geht: Windmessung hinter dem Rotor ist ungenau Windfahnenprobleme Schon kleine Änderungen an der Windfahne haben eine große Auswirkung auf die Gondelausrichtung Windsensorfehler der Windfahnen und Anemometer Aktuell können Windkraftanlagen Gondelfehlausrichtungen nur bedingt korrekt messen und korrigieren Standortparameter unterscheiden sich u.a. durch Terrainbedingungen Prototypenstandortbedingungen Einfluss von anderen Windenergieanlagen Anbauten verändern die Strömungsbedingungen auf dem Gondeldach Nach der Installation von z.b. Flugbefeuerung Positionsveränderung oder Austausch des Windsensors Gondel-LiDAR Systeme Vortex-Generatoren Seite 2

3 Funktionsweise des Spinner-Anemometers Position des ispin Spinner- Anemometers 0 Grad Fehlausrichtung 38 Grad Fehlausrichtung Position des bisher üblichen Gondel- Anemometer Gemessene Windgeschwindigkeit der 3 Sensoren bei Windrichtung 90 zur Rotorfläche Gemessene Windgeschwindigkeit der 3 Sensoren bei Fehlausrichtung Seite 3

4 Statische und dynamische Gondelfehlausrichtung Seite 4

5 Number of turbines Statische Gondelfehlausrichtungen ein weit verbreitetes Problem Die ROMO Wind Auswertung zur statischen Gondelfehlausrichtung (260 WEAs) Statische Fehlausrichtung < > over Verteilung 48% 28% 13% 5% 5% Durchschnittlich 1.74% Mehrertrag durch die Korrektur von Gondelfehlausrichtungen 0 0,6 <1MW 1,5 1,5 11,5 to 2MW1,5 1, to 2 3MW 2,05 2,3 2,5 3 >=3MW 3,1 8 Turbine Size Class Fast jede vierte Anlage weist Fehlausrichtungen größer 8 auf. Seite 5

6 Erweiterte Winddatenerfassung Erfassbare Messgrößen mit ispin (ispin Advanced) Freier Wind und Rotorwindgeschwindigkeit Gondelfehlausrichtung Schräganströmungswinkel Turbulenzintensität Temperatur Gondelausrichtung Luftdruck ispin bietet dadurch z.b. die Möglichkeit: für Anlagen Vergleiche zwischen der ursprünglichen Standortanalyse und den gemessenen Winddaten durchzuführen eine Anpassung des Parkmanagements durchzuführen in Kombination mit SCADA-Daten detaillierte Analyse für ertragsschwache Anlagen zu erstellen Page 6

7 Turbulenzintensitäten 20% Turbulenzintensität 24% Turbulenzintensität 21% Turbulenzintensität 20% Turbulenzintensität Höhere Lasten reduzierte Komponentenlebensdauer Seite 7

8 Fallstudie 1: Verbesserung der LK durch Korrekturmassnahmen NTF Nacelle anemometry NTF ispin Page 8

9 Fallstudie 2: LK-Messsystemvergleich (freier Anstömsektor) Messmast Gondelbasiertes LiDAR Gondelanemometer ispin Vorausgerichtete Windmessung Lokale Windmessung Daten nach freiem Anströmsektor gefiltert und luftdichtekorrigiert gemäß IEC ispin weist 30% weniger Kategorie A Unsicherheit der Leistung auf als bei Messung mit dem Messmast bzw. LiDAR-System Page 9

10 Fallstudie 2: LK-Messsystemvergleich (360 -Anströmung) Messmast Gondelbasiertes LiDAR Gondelanemometer ispin Vorausgerichtete Windmessung Lokale Windmessung Keine Filterung nach Windsektoren oder Nachlauf durch andere Anlagen im Park Page 10

11 Fallstudie 2: ispin-leistungskurven (Referenz- und Parkanlagen) Sehr robuste NTF Übertragbar von Referenzanlage auf Anlagen im Park Page 11

12 Fazit: ispin löst die Probleme der bisherigen Windmessung Lastkontrolle Einnahmen- Optimierung Korrektur von Gondelfehlausrichtung Bessere Produktionsvorhersage ispin Geringere Wartungskosten Höhere Lebensdauer Vergleich von relativen Leistungskurven Ertragssteigerung Leistungsmonitoring Anwendungsmöglichkeiten im Bereich Windpark- Optimierung Reduzierung von Ertragsverlusten durch Korrektur der Gondelfehlausrichtung Erfassung von Windgrößen zur Erstellung von Turbinen- bzw. Parkanalysen Möglichkeit der Vermessung von relativen Leistungskurvenveränderungen aufgrund robuster Nacelle-Transfer-Funktion Anpassung der Turbinen- oder Parkbetriebsweise auf Basis kontinuierlich gemessener Winddaten Seite 12

13 Vielen Dank! Kontakt: