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Spinneranemometrie

Windmessungen an der Gondel werden traditionell mit Schalenanemometern, Windfahnen oder Ultraschallsensoren durchgeführt. Der Nachteil dieser Geräte liegt in der Störung der Messung durch den Rotor oder die Gondel selbst, sodass die Daten u. U. nicht den tatsächlichen Windverhältnissen an der Turbine entsprechen. Ein Spinneranemometer misst den Wind dort, wo er erstmals auf die Anlage trifft. Durch die Nutzung der Strömung über die Spinneroberfläche in Verbindung mit dem Rotorazimut lassen sich die Windgeschwindigkeit, die relative Windrichtung und die Schräganströmung jederzeit während des laufenden Betriebs praktisch störungsfrei messen.

Die direkte Messung von Windgrößen am Rotor eröffnet Optionen, die mit konventionellen Gondelmessinstrumenten nicht möglich sind. Neben der horizontalen Windgeschwindigkeit lassen sich Gondelfehlausrichtung und Schräganströmungen direkt ableiten. Außerdem sind Turbulenzintensitäten und Windscherungen bestimmbar. In Verbindung mit Luftdruck- und -temperaturdaten lässt sich jede Turbine zu einem virtuellen Messmast optimieren.

Wir arbeiten ständig daran, weitere und bessere Einblicke in dieses Thema zu gewinnen. Wenn Sie Interesse an einem gemeinsamen Projekt zur weiteren Validierung haben, freuen wir uns über Ihre Kontaktaufnahme. Außerdem treten wir gerne in einen Dialog mit Ihnen und nutzen Ihre Fragen und Erfahrungen für die Erweiterung unseres gemeinsamen Wissens.

Pdf Icon Introducing the spinner anemometer iSpin

videoWebinar: Increase AEP by 2% With Improved Wind Measurement

Pdf Icon iSpin sensor datasheet

Pdf Icon DNV GL: Review of the spinner anemometer iSpin from ROMO Wind (report)

Pdf Icon GL Garrad Hassan: Technology review of the ROMO Wind spinner anemometer (report)

Pdf Icon Spinner anemometry – an innovative wind measurement concept, by Risø National Laboratory (scientific paper)

Pdf Icon Aerodynamics and Characteristics of a Spinner Anemometer, by T. F. Pedersen, N. Sørensen and P. Enevoldsen (scientific paper)

Pdf Icon Calibration of a spinner anemometer for yaw misalignment (scientific paper)

Gondelfehlausrichtung

Mit Gondelfehlausrichtung wird die Abweichung der Gondelausrichtung von der Windrichtung bezeichnet. Da sich die Windrichtung ständig ändert, kann eine Windenergieanlage nicht immer korrekt in Bezug auf de Wind positioniert sein. Im Durchschnitt allerdings sollte die Gondelfehlausrichtung immer nahe 0 Grad liegen, um die Windenergie optimal zu nutzen und die Anlage nur minimalen Lasten auszusetzen.

Das Erkennen und Verringern der Gondelfehlausrichtung kann einen Beitrag zur Reduzierung von Produktionsverlusten und Lasten leisten. Bei der Gondelfehlausrichtung unterscheidet man die gemittelte Gondelfehlausrichtung, genannt „statische Gondelfehlausrichtung“, und die Schwankungen um diesen Wert, die sogenannte „dynamische Gondelfehlausrichtung“. Während eine statische Gondelfehlausrichtung durch Eingabe eines Offset-Wertes für die Gondelstellung korrigiert werden kann, hängt die dynamische Gondelfehlausrichtung vom Steueralgorithmus der Gondel ab. Die Spinneranemometrie hilft dabei, eine statische Gondelfehlausrichtung zu erkennen und zu korrigieren, kann aber auch Optimierungspotenzial für die Gondelnachführungssteuerung aufzeigen.

Wir arbeiten ständig daran, weitere und bessere Einblicke in dieses Thema zu gewinnen. Wenn Sie Interesse an einem gemeinsamen Projekt zur weiteren Validierung haben, freuen wir uns über Ihre Kontaktaufnahme. Außerdem treten wir gerne in einen Dialog mit Ihnen und nutzen Ihre Fragen und Erfahrungen für die Erweiterung unseres gemeinsamen Wissens.

Pdf Icon GL Garrad Hassan: Yaw misalignments and loads (report)

Pdf Icon Calibration of a spinner anemometer for yaw misalignment (scientific paper) 

Schräganströmungen

Mit Schräganströmung wird der Winkel zwischen der horizontalen Ebene und der Richtung beschrieben, aus der der Wind auf eine Windenergieanlage trifft. Kommt der Wind von unten als aufsteigender Wind, wird die Schräganströmung als positiv, kommt er von oben, als negativ bezeichnet. Die Winkel der Schräganströmung stehen in einem Verhältnis zur Stellung der Gondel, dem Neigungswinkel und dem RIX-Faktor bzw. der Neigung des umgebenden Geländes. Der Neigungswinkel lässt sich mit einem Spinneranemometer durch dessen Position auf der Nabe messen. Dieser Aspekt wirkt sich nicht weniger stark auf die Stromproduktion aus wie eine Gondelfehlausrichtung.

Neben dem Vergleich von vorhandenen Standortbewertungsberichten mit gemessenen Winddaten, können Schräganströmungsdaten auch für eine sektorenbezogene Bewertung von Leistungskurve und Last herangezogen werden.

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Pdf Icon Measurement of rotor centre flow direction and turbulence in wind farm environment (scientific paper)

Turbulenzintensitäten

Mit Turbulenzintensitäten lässt sich das Maß quantifizieren, bis zu dem der Wind typischerweise innerhalb eines vorgegebenen durchschnittlichen Zeitrahmens (normalerweise 10 Minuten) schwankt. Da die Ermüdungslasten einer Reihe von Hauptkomponenten in einer Windenergieanlage im Wesentlichen auf Turbulenzen zurückzuführen sind, ist die Kenntnis spezifischer Turbulenzcharakteristika am Standort von entscheidender Bedeutung. Normalerweise nimmt die Windgeschwindigkeit mit der Höhe zu. In flachem Gelände steigt die Windgeschwindigkeit logarithmisch mit der Höhe. In komplexerem Gelände lässt sich das Windprofil nicht als einfache Steigerung beschreiben; zudem kann es zu einer Auftrennung von Windströmungen kommen, was schwere Turbulenzen verursachen kann.

Durch die Messung der Turbulenzintensitäten direkt am Rotor ergibt sich eine Reihe von Anwendungen. Neben dem Vergleich von vorhandenen Standortbewertungsberichten mit gemessenen Winddaten, können Daten zu Turbulenzintensitäten auch für eine sektorenbezogene Bewertung von Leistungskurve und Last herangezogen werden. Eine weitere Möglichkeit ist die Nutzung von sektorenbezogenen Daten zu Turbulenzintensitäten für eine erweiterte Turbinensteuerung.

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Pdf Icon Measurement of rotor centre flow direction and turbulence in wind farm environment (scientific paper)

Leistungsüberwachung

Die Leistungsfähigkeit von Windenergieanlagen ist definiert als die Leistung in Abhängigkeit von der Windgeschwindigkeit, wobei zusätzliche Einschränkungen wie Turbulenzintensitäten, Windscherung, Neigung und Luftdichte zu berücksichtigen sind. Während sich die Ausgangsleistung einer Turbine exakt messen lässt, ist der Wind als Eingangsgröße für die Turbine nur schwer messbar. Im Allgemeinen werden Gondel-Transferfunktionen, die das Verhältnis zwischen Messmast und konventioneller Gondel-Anemometriemessung beschreiben, zur Korrektur der Ausgangswerte eines Gondelanemometers genutzt. Diese Gondel-Transferfunktionen werden normalerweise unter Freiwindbedingungen erstellt und können bei der Anwendung an einem tatsächlichen Standort zu ungenauen Ergebnissen bei der Windgeschwindigkeit führen.

Mit einem Spinneranemometer können die Windgrößen wie Windgeschwindigkeit, Turbulenzintensitäten, Schräganströmungen oder Windscherung gemessen werden. Aufgrund seiner besonderen Position am Spinner ergibt sich eine deutlich stabilere Gondel-Transferfunktion als bei Verwendung eines konventionellen Gondelanemometers. Zusammen mit der von Luftdruck- und -temperaturmessungen abgeleiteten Luftdichte sind zum ersten Mal präzise Messungen der relativen Leistungskurve an der Turbine möglich. Neben der optimierten Korrektur einer Gondelfehlausrichtung kann die Vermessung der relativen Leistungskurve auch zur Verifizierung anderer produktionsrelevanter Optimierungsmaßnahmen genutzt werden; Beispiele hierfür sind Vortexgeneratoren oder weitergehende Rotorblattmodifizierungen. Insbesondere für jene Optimierungsmaßnahmen, die Auswirkungen auf die Gondel-Transferfunktion für die konventionelle Gondelanemometrie haben, kann die relative Leistungskurvenmessung mit iSpin dem Kunden deutlich objektivere und transparentere Ergebnisse liefern.

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