专利名称：风力发电设备的制作方法
技术领域：
本实用新型还涉及一种风力发电设备，带有可通过风驱动并且绕水平或基本上水平定向的转子轴线转动的转子，该转子包括多个转子叶片，所述转子叶片分别在横向于或基本上横向于转子轴线延伸的叶片轴线的方向延伸，该风力发电设备还带有一摇转角调节驱动器，借助于该驱动器可使转子绕垂直或基本上垂直定向的摇转轴线以摇转角速度转动，其中，通过转子绕摇转轴线的转动导致转子叶片的回旋负荷，并且该风力发电设备还包括叶片角调节驱动器，借助于该驱动器可使转子叶片绕其叶片轴线转动。
背景技术：
能提供多兆瓦电功率的现代风力发电设备也可以称为多兆瓦设备，包括可转动地支承在转子上的转子叶片，因此通过改变相对转子的叶片角可以为每个转子叶片改变风的入流角。按照用于运行风力发电设备的第一种方法，向所有的转子叶片控制器发出唯一一个叶片角度偏差，因此所有转子叶片的叶片角进行共同改变。反之，按照用于运行风力发电设备的第二种方法，使用单独的叶片角控制器，其也称作IPC，因此可为每个转子叶片单独设定叶片角。在理想情况下可以通过使用IPC减小能量开销，因为要么是初始投资成本由于风力发电设备的结构元件的大量减小而能够得以降低，要么是年度能量产出由于较长的转子叶片得以提高。然而，IPC不是成熟的技术，而是不断发展的主题。这种发展的目的是减小由于剪切力和风的涡流短时间在转子叶片上出现的负荷。用于减小这种负荷的已知的和使用IPC 的控制策略要么以评估由一个或多个转子叶片获得的负荷信号、膨胀信号或加速度信号为基础，要么以评估风力发电设备支承转子的主轴的变形为基础。US 6361275B1公开了一种基于叶片表面上的叶片负荷传感器或风速传感器的、单独的叶片角控制装置，用于减小由于风速局部的、暂时的峰值在部分转子区域导致的负荷。WO 01/33075A1记载了一种基于转子叶片上的机械负荷的、单独的叶片角控制装置，以便使风力发电设备接近其设计极限运行，而不超过该极限。按照WO 2004/074681A1，为改善风力发电设备的稳定性，在每个转子叶片前的局部测量流动特性(例如通过长的、向前背离叶片延伸的并且支承风速计的臂)，使得疲劳应力和转子叶片-塔-交替作用的风险得以减小。WO 2008/041066A1公开了一种用于减小由风剪切力和摇转角的失调形成的力矩的单独叶片角控制装置，其中，根据测得的作用在转子叶片上的力矩进行叶片角的控制，以便减小测得的力矩与(存储在存储器中)的额定值的偏差。WO 2008/087180A2记载了一种用于减小转子不对称的负荷的单独叶片角控制装置，其中，叶片角控制根据测得的主轴变形进行(用膨胀测量带测量)。US 7118339B2公开了一种单独的叶片角控制器以及一种摇转角控制器，其以转子叶片负荷测量或主轴偏移测量为基础，使得通过摇转将风力发电设备处于有利的朝向，其中，使用单独的叶片角控制装置以减小额外的、不对称的转子负荷(也就是疲劳应力)。此外还公开了通过预定的摇转角偏差来运行风力发电设备，以便抑制不对称的转子负荷。WO 2008/119351A2记载了一种用于产生转子力矩的单独叶片角控制器，所述转子力矩与重力矩相反，使得主轴轴承的负荷得以减轻。根据上述文献，试图通过减小疲劳应力以间接的方式降低能量开销，使得风力发电设备的结构承载能力能够减小(例如通过减小重量)。但为了能够减小结构的承载能力， 也必须降低其他负荷，如风力发电设备在其使用寿命中经受的极端天气负荷。否则，通过 IPC可实现的优点完全或部分失去。出于该原因以及其它原因，IPC当前不在商业层面上应用。因此存在对这样一种IPC系统的需求，借助于该系统能够降低能量开销，并且该系统可在最低程度地改变具有当前设备设计的风力发电设备结构的情况下应用。与运行风力发电设备相关的另一领域(然而不是前述文献的主题)涉及摇转角偏差的效果。摇转角偏差定义为风方向和转子轴线之间的角度。然而，在确定摇转角偏差时不考虑风速的垂直分量，因为转子轴线的倾斜在风力发电设备的运行过程中不会改变(对于商用的风力发电设备转子轴线通常向上倾斜例如5° )。因此，为确定摇转角偏差仅考虑风速在水平面中的分量。通过风力发电设备的转子的摇转可以将摇转角偏差减小到零(在恒定的风条件下)。WO 2008/143009A1公开了一种单独的叶片角控制装置，用于产生作用在转子叶片上的力，该力产生摇转风力发电设备的摇转力矩。因此可以完全或部分放弃摇转驱动器，因此可减小电功率损失。但是，作用在转子叶片上的力用于产生摇转力矩的可利用性不敌风的偶然和随机的自然性，以及涡流效果，使得不可能有精确并准时的摇转过程。为了基于该力实现可控制的摇转运动，摇转运动在整个摇转过程中通过制动系统缓冲。但是，缓冲明显减小了摇转运动的速度，因此必须通过提高的、周期性的叶片负荷克服制动系统的摩擦力， 这有损风力发电设备的寿命并因此是不希望的。与叶片角调节驱动器增大的活动性相关的额外的电功率损失也抵消了与摇转驱动器较小的功率损失相关的优点。此外，风力发电设备必须在风静止时能够摇转以便绕放展开电缆，因此取消电摇转系统的愿望在实际中不能实现。由于在摇转过程中出现的不希望的和有害的回旋的转子叶片负荷，当前商业多兆瓦设备的摇转速率在0. 7° /S以下(大多甚至在0. 5° /S以下)。这种回旋的负荷随摇转速率线性上升，因此摇转速率的极限也限制了回旋负荷。摇转速率也称作摇转角速度。在可使用的商业多兆瓦设备中详细测量摇转角偏差，例如在由T. F. Pedersen， N. N. S(trensen， L. Vita 禾口 P. Enevoldsen (2008)以题目"Optimization of Wind Turbine Operation by Use of Spinner Anemometer，，在 艮告 Ris Φ-R-1654 (EN)中的描述表明，摇转角偏差瞬时值达到高于30°，并且在显著的持续时间内出现的偏差在4° /s以内。这种角速度明显高于现在的商业多兆瓦设备的0.4° /s至0.6° /s的极限。因此，当前的风力发电设备不能跟随风向的改变，并且持续地在显著的摇转角偏差下运行。如果在5至15秒的持续时间内测量摇转角偏差，通常的风力发电设备控制装置允许约为25°至30°的摇转角偏差，如果在超过一分钟的时间内测量摇转角偏差，允许10°至15°的摇转角偏差， 如果在超过10分钟或更长的时间内测量摇转角偏差，则允许3°至6°的摇转角偏差。
4[0018]因此存在对这样一种可能性的需求，S卩，能够以减小的或小的摇转角偏差运行现代多兆瓦设备。如果风力发电设备在额定速度以下运行，摇转角偏差的减小实现了能量吸收的增大。此外，摇转角偏差的减小也减小了转子叶片上的弯曲负荷，所述弯曲负荷在风力发电站设备在额定速度以上运行的情况下通过转子扫过的面上的不对称的风的条件产生。由现有技术公开的、通过基于叶片负荷或叶片加速度的单独叶片角控制的各方案不能成功地用于减小回旋负荷。一方面，风涡流导致叶片负荷和叶片加速度的改变，因此掩盖了回旋负荷的使用。另一方面，由于转子叶片的惯性，回旋的叶片负荷(短暂地)紧跟着叶片角的调整。这在两种情况下都导致相对于回旋负荷减小的延迟并低效率的叶片角调離
iF. οUS 2009/0068013A1公开了一种用于减小由摇转力矩作用在风力发电设备的摇转系统上的负荷的方法，其中，摇转力矩通过转子传递到摇转系统内，所述转子包括带有叶片角调节系统的转子叶片。借助于转子传递到摇转系统中的摇转力矩被确定，其中，基于所检测到的摇转力矩这样调整转子叶片的叶片角，使得确定的摇转力矩得以减小。按照该方法，没有减小各个转子叶片由摇转过程导致的回旋负荷，而是减小了围绕摇转轴线作用的、并且作用在摇转系统上的力矩。尤其应通过转子叶片绕其叶片轴线的转动根据摇转力矩的额定值减小摇转系统的气体动力学负荷。
实用新型内容由此出发，本实用新型所要解决的技术问题在于，创造这样一种可能性，使得在风力发电设备中能够尽可能快地减小摇转角偏差。按照本实用新型，该技术问题通过这样一种风力发电设备来解决，其带有一通过风驱动的、并且绕水平或基本上水平定向的转子轴线转动的转子，该转子包括多个转子叶片，所述转子叶片分别沿横向或基本上横向于转子轴线延伸的叶片轴线的方向延伸，还带有一摇转角调节驱动器，借助于该驱动器可使转子绕垂直或基本上垂直定向的摇转轴线以摇转角速度转动，其中，通过转子绕摇转轴线的转动导致转子叶片的回旋负荷，还带有若干个叶片角调节驱动器，借助于所述叶片角调节驱动器可使转子叶片绕其叶片轴线转动，和一个包括摇转角调节驱动器和叶片角调节驱动器的控制装置，借助于该控制装置可通过转子叶片根据所述摇转角速度或与影响所述摇转角速度的指令参数绕其叶片轴线的转动可减小转子叶片的回旋负荷。由转子绕摇转轴线转动导致的转子叶片的回旋负荷尤其可通过转子叶片根据摇转角速度或指令参数绕其叶片轴线的转动减小。可部分或完全地实现这种减小。摇转角速度优选可借助于所述控制装置根据指令参数控制或调节。按照本实用新型的一种扩展方案，借助于控制装置可使每个转子叶片额外地根据旋转角绕其叶片轴线进行转动，该旋转角是各个叶片轴线与垂直或基本上垂直定向的直线之间的夹角，该直线尤其沿摇转轴线的方向延伸，其中，控制装置包括一旋转角检测装置， 借助于该旋转角检测装置可检测至少一个转子叶片的旋转角。因为转子叶片绕转子轴线相互之间的夹角对于风力发电设备来说通常是固定的，所以检测一个旋转角就足够，因为通过该旋转角可以计算出其余的旋转角。转子叶片优选均勻分布地环绕转子轴线布置，因此可以从检测出的第一转子叶片的旋转角β 1出发，用公式βη = β 1+(η-1)*360° /N计算出第η个转子叶片的旋转角βη，其中，η是自然数并且N是转子叶片数目。但也可以为所有的转子叶片测量旋转角。所述旋转角检测装置优选具有至少一个角度传感器，借助于该角度传感器可检测至少一个转子叶片的旋转角。转子优选与一可由该转子驱动的发电机耦连。借助于该发电机可产生电能，优选可将该电能输送到电网。所述控制装置优选包括一功率检测装置，借助于该功率检测装置可检测或可确定风向转子传输的功率，其中，转子叶片可借助于控制装置额外地根据功率绕其叶片轴线进行转动。功率检测装置优选包括一风速传感器，借助于该风速传感器可检测转子区域内的风速。由风速尤其可推导出由风向转子传输的功率(空气动力学功率)。所述控制装置优选包括一风向传感器，借助于该风向传感器可检测风向。尤其可通过该风向传感器检测或确定风向的水平分量。风向传感器可通过风速传感器形成或独立于该风速传感器设置。所述控制装置优选包括一个摇转角传感器，借助于其可测量摇转角。因此，控制装置可以从风向或其水平分量和摇转角计算出摇转角偏差。尤其借助于该控制装置根据摇转角偏差确定指令参数。所述控制装置优选包括一个摇转速率检测装置，借助于其可检测或可确定摇转角速度。摇转速率检测装置可以包括摇转角传感器，并且例如由多个在已知的时间点检测的摇转角计算出所述摇转角速度。作为补充或替代，摇转速率检测装置包括一摇转速率传感器，借助于其可检测摇转角速度。在这种情况下，摇转速率检测装置可以单独于摇转角传感器设置。转子叶片绕其叶片轴线的扭转优选分别通过一叶片角描述。按照本实用新型的一种扩展设计，可借助于控制装置为每个转子叶片确定一个与摇转角速度或指令参数相关的额定叶片角，其中，每个转子叶片的叶片角可根据各自的额定叶片角借助于控制装置控制或调节。控制装置优选包括叶片角传感器，借助于其可检测叶片角。按照本实用新型的一种设计，所述控制装置包括至少一个叶片角控制单元，借助于其可控制叶片角调节驱动器，以及包括一个摇转角控制单元，借助于该摇转角控制单元可控制摇转角调节驱动器。控制装置尤其包括一主控制单元，借助于该主控制单元可控制所述叶片角控制单元和所述摇转角控制单元。所述叶片角调节驱动器、摇转角调节驱动器、 叶片角控制单元、摇转角控制单元和/或主控制单元可以设置在风力发电设备的不同地点ο风力发电设备优选包括一个塔、一个可绕摇转轴线转动地支承在塔上的机械支架和一个可绕转子轴线转动地支承在机械支架上的转轴，该转轴与转子的轮毂抗扭地连接， 转子叶片可绕其叶片轴线转动地支承在该轮毂上，其中，发电机与转轴耦连，并且可由转子驱动。发电机优选固定在机械支架上。所述塔尤其树立在地基上。机器支架优选在塔的上端和/或塔的远离地基的端部绕摇转轴线可转动地支承在塔上。总的来说，本实用新型涉及一种风力发电设备，其中，通过摇转导致的回旋负荷被抵消。因此可以实现高的摇转速率，使得摇转角偏差得以减小或消除。摇转速率可以在 4° /s或以上。此外，所述风力发电设备可以具有当前的商业设计，而不需要对风力发电设备的结构(转子叶片、转子、传动系、机械支架、塔)进行大的改变。可以避免有害的和不希望的叶片负荷的增加。根据按本实用新型的一种设计，检测风向和转子轴线方向之间或该方向的水平分量之间的夹角，并且通过这样一个过程减小该夹角，在该过程中，摇转运动和叶片角运动在时间上相互协调。按照所述措施的一种扩展，-主控制单元基本上同时向摇转角控制单元和叶片角控制单元发送摇转角速度的额定值，和/或-使用摇转角速度的额定值、风条件和转子位置为每个转子叶片计算出用于叶片角调节的图表，因此风和转子叶片之间的空气动力学相互作用产生一负荷，该负荷反作用于由摇转运动产生的回旋负荷，和/或-为摇转速率和叶片角调节速率以及摇转角和叶片角基本上连续地相互比较额定值和测量值，和/或-如果速率和/或角度的额定值和测量值之间的差超过分别预定的水平，发现错误(并且例如设置一 “错误-标记”)，和/或-摇转角速度被减小到这样一个值，在该值时在没有抵消的叶片角调整时在转子叶片上出现可接受的回旋负荷，并且在发现错误时(或者在“错误标记”被设置时)设置回旋负荷的抵消。尤其通过本实用新型-在风力发电设备在额定速度以下运行时，创造了提高的能量接收的可能性，和/ 或-当风力发电设备在额定速度以上运行时，使得由不对称的风条件造成的转子叶片负荷能够减小，和/或-实现了提高的能量接收，而不需要对风力发电设备进行新的结构设计，和/或-实现了提高的能量接收，其中，可以用简单的方式借助于现有的风力发电设备的控制逻辑电路实现按本实用新型的设备的实施，和/或-实现了提高的能量接收，其中，按本实用新型的控制装置可以事后安装到现有的风力发电设备中，和/或-通过减小摇转角偏差实现提高的能量吸收，该摇转角偏差定义为风向和转子轴线的方向之间的夹角，和/或-提高了风力发电设备的摇转速率，而不在转子叶片上产生较大的回旋负荷，和/ 或-实现了摇转速率超过1°/s，并优选超过4° /s的快速摇转过程，而不在转子叶片和风力发电设备的主传动系上产生较大的回旋负荷。
以下根据优选的实施形式参照附图说明本实用新型。在附图中示出图1是按本实用新型的一种实施形式的风力发电设备的立体视图，图2是风力发电设备的摇转轴线和转子轴线以及风向的示意侧视图，图3是风力发电设备的俯视图，图4是风力发电设备的前视图，[0056]图5是风力发电设备的控制装置的方块图，图6是一坐标系统，其中示出了按照第一种模拟的风力发电设备的随时间变化的摇转角，图7是一坐标系统，在该坐标系统中示出了按第一种模拟的风力发电设备的转子叶片的随时间变化的叶片角，图8是一坐标系统，在该坐标系统中示出了按照第一种模拟的转子叶片的叶根上的冲击力矩，图9是一坐标系统，在该坐标系统中示出了按照另一种模拟的转子叶片的叶根上的冲击力矩，图10是一坐标系统，在该坐标系统中示出了在快速摇转过程中出现的回旋负荷和能量产出关于与回旋负荷的减小有关的损失的图示。
具体实施方式
图1示出了带有包括三个转子叶片1，2和3以及带有转子轮毂4的转子5的风力发电设备10，该转子可绕转子轴线6转动地支承在机械支架7上。转子叶片1，2和3分别绕叶片轴线11，12或13可转动地支承在轮毂4上，并且沿叶片轴线的方向背离轮毂4延伸。 叶片轴线11，12和13横向于或基本上横向于转子轴线6延伸，其中，转子叶片1，2和3绕其叶片轴线11，12和13扭转的叶片角用Θ” 02和θ3表示。通常，第η个转子叶片的叶片角用θ 表示，其中下标η表示各个转子叶片，并且设为对于第一个转子叶片1值η = 1， 对于第二转子叶片2值η = 2，并且对于第三个转子叶片3值η = 3。尽管转子叶片的数量 N在此等于三(N= 3)，但可选地，转子叶片的数量N也可以是二或大于三。通过转子叶片1，2和3绕其纵轴的转动改变转子叶片被风14带动的有效空气动力学入流角，因此由风向转子5传递的功率可以通过转子叶片绕其叶片轴线的转动控制或调节。为了使转子叶片1，2和3绕其叶片轴线转动，设置有叶片角调节驱动器20，21和 22 (参见图5)，其中，每个转子叶片1，2和3可以借助于各自的叶片角调节驱动器20，21或 22单独地绕其叶片轴线转动。因此，叶片角调节驱动器20，21和22是风力发电设备的单独叶片角控制装置的一部分。转子4与机械支架7 —起借助于摇转轴承34(见图幻绕垂直或基本上垂直定向的摇转轴线8可转动地支承在塔9的上端，其中，转子5与机械支架7 —起绕摇转轴线8相对塔9扭转的摇转角用Γ表示。摇转角Γ的时间导数称为摇转角速度(摇转速率)Y，并且由γ =dr/dt得出。摇转轴线8沿塔9的纵轴方向延伸，并且尤其是与纵轴重合。转子5绕摇转轴线8的转动借助于摇转角调节驱动器25 (参见图5)实现，该运动称为摇转或摇转运动。由图2可见，转子轴线6相对水平或基本上水平的平面33略向上倾。这种倾斜尤其用于避免转子叶片1，2和3与塔9之间的碰撞，因为转子叶片在风的影响下会弹性地弯曲。在实践中，弯曲优选为约5°，并且在图2中夸张地示出。水平面33尤其垂直于摇转轴线8延伸。另外，风向14可能相对水平面33倾斜。因为转子5为了跟踪风绕摇转轴线 8转动，所以在此仅考虑转子轴线和风向的水平分量，这些分量通过将风向14和转子轴线6 投影到水平面33上获得。说图3示出了风力发电设备10的俯视图，其中，风向38的水平分量和转子轴线39 的水平分量之间的角度称为摇转角偏差δ。在此，水平面33位于图面中。在持续稳定的风条件下，摇转角偏差δ可以通过转子5恰当的摇转运动减小到零。此外，图3以示意图示出了摇转轴承34、发电机35和转轴36，转子5借助于转轴与发电机35机械耦连。发电机35固定在机械支架7上，转轴36可绕转子轴线6转动地支承在该机械支架7上。发电机35在此直接由转轴36驱动并产生电能，产生的电能被输送到电网37。作为替代，也可以在转轴36和发电机35之间连接一传动装置。图4示出了风力发电设备10的前视图，其中示出了转子叶片1，2和3与垂直或基本上垂直定向的直线15围成的旋转角β 1，β 2和β 3。通常，第η个转子叶片的旋转角用 β η表示，其中下标η表示各个转子叶片。直线15尤其沿摇转轴线8的方向延伸。因为转子叶片1，2和3环绕转子轴线6并且相互间成固定的角度，所以测量一个旋转角就足够。然后可以通过计算确定其它的旋转角。如果测量出了第一转子叶片1的旋转角β ，那么由 β2= β 1+2 π/3得出第二转子叶片的旋转角β2，并由β3= β 1+4 π/3得出第三转子叶片的旋转角β 3，其中，角度在此按弧度给出。旋转角β 1的时间导数称为旋转角速度ω， 并且由ω =di3 1/dt得出。所有转子叶片的旋转角速度相等并且描述转子5绕转子轴线 6转动的角速度。由图5可见风力发电设备10的控制装置16的示意方块图。控制装置16包括可检测转子叶片ι的叶片角θ 1的叶片角传感器17、可检测转子叶片2的叶片角θ 2的叶片角传感器18、可检测转子叶片3的叶片角θ 3的叶片角传感器19、可使转子叶片1绕其叶片轴线11转动的叶片角调节驱动器20、可使转子叶片2绕其叶片轴线12转动的叶片角调节驱动器21、可使转子叶片3绕其叶片轴线13转动的叶片角调节驱动器22、可检测摇转角Γ的摇转角传感器23、可检测摇转角速度γ的摇转速率传感器Μ、可使转子5绕摇转轴线8转动的摇转角调节驱动器25、可检测第一转子叶片1的旋转角β 1的旋转角传感器沈、可检测转子5绕转子轴线6转动的角速度ω的旋转角速度传感器27、可检测风速V的风速传感器观、可检测描述风向的水平分量的角度Ψ的风向传感器四、可控制叶片角调节驱动器20，21和22的叶片角控制单元30、可控制摇转角调节驱动器25的摇转角控制单元 31以及可控制叶片角控制单元30和摇转角控制单元31的主控制单元32。风力发电设备10更高级的控制通过主控制单元32实现。该单元与叶片角控制单元30和摇转角控制单元31双向通信。各控制单元可以通过同一电路(硬件)或单独的电路构成。此外，控制单元可以设置在共同的壳体或单独的壳体中。通过下标“C”区分由控制单元确定和/或发出的额定值与借助于传感器检测的测量值。例如Yc表示摇转速率的额定值，然而Y表示测得的摇转速率。摇转速率是转子5 绕摇转轴线8转动时的摇转角速度。主控制单元32向摇转角控制单元31发送作为命令的摇转速率额定值γ c，并且从该摇转角控制单元接收关于执行该命令的状态的状态信息Si。摇转角控制单元31又控制摇转角调节驱动器25并且检查，测得的摇转速率Y是否跟随摇转速率额定值Y c变化。主控制单元32与叶片角控制单元30通信，以便调节由风向转子5传递的空气动力学功率和为了检测涉及叶片角θη的命令的执行状态。主控制单元32还可以出于其它在现有技术中已知的目的与叶片角控制单元30通信。第η个转子叶片的叶片角θη的用于调节功率或除了其它以外还用于调节功率的额定值在此称为θ ncp。为控制风力发电设备10，传感器向控制单元提供信息。主控制单元32从摇转角传感器23接收摇转角Γ，并从风向传感器四接收描述风向的角V，并且用δ = ψ-Γ计算出摇转角偏差δ。此外，主控制单元32还从风速传感器观接收风速V，由风速可得出空气动力学的功率。叶片角控制单元30从叶片角传感器17，18和19接收各个转子叶片1，2和3的当前叶片角θ η,以便能够监控叶片角控制单元30向叶片角调节驱动器20，21和22发出的、 关于叶片角θ nc待设定的额定值的命令，使其在预定的容差范围内执行。叶片角控制单元 30还从传感器观，24，沈和27接收风速度V，摇转速率Y，第一转子叶片1的旋转角β 和转子5的角速度ω，以计算各个转子叶片的额定叶片角θ nc。控制装置16，尤其是主控制单元32监控摇转角偏差δ，并且如果认为摇转角偏差 δ过大，则为减小该偏差而开始快速的摇转过程。“过大”的条件例如可以通过当前的摇转角偏差S、在预定的时间内测得的摇转角偏差、摇转角偏差随时间的变化(例如摇转角偏差速率)和/或转子5当前的摇转速率的函数定义。快速摇转过程通过计算摇转速率额定值Y c进行。尤其为了实现几乎最佳的摇转角偏差最小化，摇转速率的额定值基本上与摇转角偏差速率d δ /dt成比例，摇转角偏差速率相当于摇转角偏差δ的时间导数。摇转速率的额定值通过最大允许的摇转速率Ymax 限定，该摇转速率可与摇转角调节驱动器和叶片角调节驱动器的功率特性统一。摇转速率额定值Y c被传输到摇转控制单元31并同时或基本上同时被传输到叶片角控制单元30。叶片角控制单元30可以单独操纵各个叶片转子，并且对各个转子叶片绕其叶片轴线的转动负责。在使用快速摇转过程时，摇转速率额定值Yc从0平缓地升高到计算出的值，以避免摇转角调节驱动器25的冲击式的负荷。在快速的摇转过程中，优选连续地改变摇转速率额定值Y c，以便转子5跟随风向的改变。同时向摇转控制单元31和叶片角控制单元30传输关于摇转活动开始和摇转速率额定值Yc的信息使得能够与所出现的回旋负荷时间同步地进行抵消作用的叶片角调解过程，使得回旋负荷被完全或部分地抵消。在此，第η个转子叶片的额定叶片角enc通过一个函数描述，该函数基本上具有以下形式(1) θ nc = θ ncp+ y c*G*cos ( β η+Φ), URθ nc转子叶片η的额定叶片角θ ncp转子叶片η的、没有抵消回旋负荷的额定叶片角y c摇转速率的额定值G放大系数β η测得的转子叶片η的当前旋转角Φ相位差额定叶片角θ nc由和构成，其中，和的第一个相加数“ θ ncp”相应于没有抵消回旋负荷的额定叶片角(如在传统的风力发电设备“正常”运行时形成的)，并且其中，和的第二相加数“ Yc*G*COS(i3n+c5)”造成回旋负荷的抵消。因此，第二相加数产生了额定叶片角θ nc，该额定叶片角周期性地随着各个转子叶片的旋转角β η改变。如果放大系数G保持恒定，则第二相加数与摇转速率额定值 c成比例。此外，回旋负荷与测得的摇转速率Y成比例。现在这样地选择放大系数G和相位差Φ，使得作用在转子叶片上的回旋负荷减小到希望的大小。回旋负荷减小到的希望的大小并不是必然使回旋负荷尽可能大地减小。尤其当剩余的回旋负荷与转子允许的负荷一致时，希望的大小仅能够使回旋负荷部分地减小。因此， 剩余的回旋负荷不缩短风力发电设备的部件预期的寿命。因为回旋负荷的减小与尤其随减小的增多而上升的损失相关，所以，风力发电设备的能量产出在回旋负荷部分减小时通常比回旋负荷减至最小或完全消除时更大。因此，优选仅部分地减小回旋负荷，使得剩余的回旋负荷处于转子叶片允许的负荷范围内。在此，回旋负荷减至的大小也称为最优大小，因为该大小一方面关于减小回旋负荷的希望，另一方面关于最大能量产出的希望尤其达到了最佳。因此，允许的负荷优选是最大允许的负荷。确定最佳大小的影响因素例如是转子叶片和风力发电设备的其它部件的特性以及其成本，风力发电设备预计的风条件，以及涡流和预计的摇转活动性。如果确定最佳大小的影响因素已知，那么可以使用由现有技术公开的标准优化程序确定最佳大小。由图10可见一坐标系统，在该坐标系统中描绘了摇转速率例如为5° /s的快速摇转过程中的回旋负荷GB与和回旋负荷的减小相关的损失GV的关系，其中，所属的图称为负荷曲线(虚线示出)40。在坐标系统中还描绘出了快速摇转过程中的能量产出EA与损失GV 的关系，其中，所属的图称为能量曲线(实线)41。纵坐标上的值GBopt表示回旋负荷，该回旋负荷相当于转子叶片的允许负荷，其中，在横坐标上所属的值用Opt.表示。尤其是高于 GBopt的GB值导致不允许的高负荷，使得GBopt在这种意义上表示最大允许的负荷。回旋负荷在负荷曲线40与横坐标的交点处最小(最小值)，其中，横坐标上所属的值用100%标示，并且尤其形成GV的最大值。能量曲线对应于损失值Opt.和100%的纵坐标值之间的差用Δ EA标示。如果回旋负荷仅部分减小，并具体优选减小到GBopt，则相对回旋负荷的最小化获得了提高ΔΕΑ的能量产出。因此，负荷值GBopt优选相当于最佳大小。相应地，回旋负荷的部分减小尤其在涡流的风条件下实现了提高的能量接收，所述涡流的风条件例如要求恒定的摇转运动。因此，优选这样选择放大系数G和相位差Φ，使得作用在转子叶片上的回旋负荷减小到最佳大小。然而不应排除也将回旋负荷减小到最小值的可能性。因为利用空气动力学负荷抵消回旋负荷，G和Φ的希望值既随风条件也随风力发电设备的运行状态(例如转子转动速度、摇转角偏差等)改变。另外，G和Φ的值不仅与转子叶片的空气动力学特性，例如升力系数和使用的流动轮廓(StWmimgsabriss)的入流角有关，也与风力发电设备的结构特性，例如转子叶片的惯性有关。如果各转子叶片的这些特性不同，那么各转子叶片的G和Φ也不同。G和Φ的值尤其与转子转动速度或转子角速度ω和/或风速V和/或各个转子叶片η的旋转角β η有关。G和Φ合适于不同的风条件和风力发电设备条件的值优选尤其以表格的形式存储在存储器中。为此，确定已知的风条件和风力发电设备条件下的G和Φ合适的值，并且作为这种条件的函数以表格的形式存储在存储模块中。因此可以通过从表格中读取恰当的值确定当前风条件和风力发电设备条件下G和Φ的值。这种确定要么可以由此实现，即， 读取并使用最适应当前的风条件和风力发电设备条件的G和Φ的值，要么根据当前的条件
11使用线性插值方法或其它恰当的插值方法获得G和Φ的值。因为通过插值可以形成中间值，所以应用插值方法是优选的，其中，现有技术已知有若干种恰当的插值方法。上述风条件和风力发电设备条件尤其包括转子角速度ω、风速度V、摇转角偏差 δ以及各个转子叶片允许的叶根负荷。允许的叶根负荷包括静态部分和/或动态部分，其中，尤其是动态的叶根负荷导致风力发电设备部件的材料疲劳。优选通过在使用受控的风条件下的风力发电设备的数字模拟实现存储的G和Φ 值的确定。优选为形成表格使用所有相关的、在风力发电设备运行过程中参与的条件。在此，这样选择风条件和风力发电设备条件，使得其实际的变化范围尽可能完全被覆盖。控制装置16，尤其是住控制单元32例如基于状态信息Si在快速摇转过程中监视摇转速率的额定值Yc和当前的摇转速率γ之间的偏差。该偏差由于调节运动误差并且在更大的程度上由于被调节运动叠加的干扰运动通常不为零，所述干扰运动由转子5上的涡流和不对称的风运动引起。只要偏差在预定的阈值之下，摇转速率额定值YC和当前的摇转速率Y之间的偏差可以忽略。反之，超出阈值的偏差被解释为，摇转系统中存在错误，因此将摇转速率的额定值减小到这样一个值，在这个值时不再需要抵消回旋负荷。同时，停止回旋负荷的抵消。 例如将摇转负荷的额定值减小到小于ο. r /s的值，这对于没有抵消回旋负荷的传统风力发电设备的摇转是常见的。但是如果摇转速率额定值Y C和当前的摇转速率Y之间的偏差相当小，为抵消回旋负荷既可以使用摇转速率额定值Yc也可以使用当前的摇转速率Y，以便成功地执行快速摇转过程。在这种情况下，在等式(1)中摇转速率的额定值Y c可以通过测得的当前摇转速率Y替代，因此第二个相加数与摇转速率Y成比例。控制装置16，尤其是主控制装置32还例如基于由叶片角控制单元30提供的状态信息在快速摇转过程中为各个转子叶片监视相应于各自的叶片角θη的时间导数的当前叶片角速率(den/dt)和叶片角速率的额定值之间的偏差。如果该偏差超过预定的阈值， 则中断快速摇转过程并且将摇转速率的额定值减小到这样一个值，在该值时不再需要抵消回旋负荷。摇转过程例如以通常小于0.7° /S的摇转速率进行。参照图6至9说明快速摇转过程的四个模拟Si、S2、S3和S4，所述模拟是针对按本实用新型的风力发电设备进行的。例如可以使用如在D.J.Malcolm和A.C.Hansen的文献 NREL/SR-500-32495，"WindPACT TurbineRotor Design Study" (2002)中描述的型号为 NREL 1. 5MW的基线涡轮机作为风力发电设备，其中，这种设备以按本实用新型的方式修改。由图6可见一坐标系统，在该坐标系统中描述了摇转角Γ (偏转位置)与时间t 的关系。摇转角用度(deg)表示，而时间用秒(sec)表示。对于快速摇转过程的四个模拟 51、52、53和54，摇转角Γ按图6变化。由图7可见一坐标系统，在该坐标系统中描述了第一转子叶片1 (叶片-1修正) 的叶片角β 1在第一模拟Sl过程中与时间t的关系。叶片角以度(deg)表示，而时间以秒 (sec)表不。按照图6和7，摇转角Γ以速率5° /s在持续IOs的时间改变，这导致摇转角总共改变50°。风速恒定保持在7m/s，而风向以与风力发电设备的摇转角Γ相同的方式变化，以使摇转角偏差δ在模拟过程中保持为零(即，δ =0)。风向和摇转角之间的关系表示完美的风向追踪的临界情况。叶片角的调节以1. 25s的放大系数G和-20°的相位Φ进行，因此获得带有小于10° /s的最大额定叶片角速率d θ nc/dt的额定叶片角enc，这与当前在市场上可买到的叶片角调节驱动器的功率额定数值一致。按照图7，最大的叶片角速率d θ 1/dt为10. 2° /s (最大10. 2deg/s)。转子角速度ω例如为约18/s。由图8可见一坐标系统，在该坐标系统中以实线描绘了在第一转子叶片1 (叶片1， 根部冲击式力矩)的叶根上出现的冲击力矩My在第一模拟Sl中与时间t的关系，并以虚线描绘了在第二模拟S2过程中的关系。冲击力矩的单位为kNm，而时间的单位是秒(sec)。 按照第一种模拟Si，进行抵消回旋负荷的叶片角调整，反之，按第二种模拟S2不进行回旋负荷的抵消(没有修正)。转子轴线6朝向风向14，因此没有出现摇转角偏差δ。借助于虚线示出的大振动(模拟2，没有抵消回旋负荷)会损坏风力发电设备并因此是不允许的。按照实线(模拟Si，带有被激活的回旋负荷抵消)，冲击力矩仅遭受和没有摇转运动的运行过程中出现的波动一样的波动，因此可以不改变转子叶片或风力发电设备的传动系结构的情况下实现快速摇转过程。按照一种简化的模型构造，回旋负荷的抵消关于冲击力矩如虚拟的铰链(虚拟铰链)一样起作用，然而这仅理解为示例。由图9可见一坐标系统，在该坐标系统中以实线描绘了在第一转子叶片1的叶根上出现的冲击力矩My在第三模拟S3中与时间t的关系，并以虚线描绘了在第四模拟S4过程中的关系。按照第三种模拟S3，进行抵消回旋负荷的叶片角调整，反之，按第四种模拟S4 中断回旋负荷的抵消。按照图8，风向14是不变的，因此摇转角偏差δ上升到最大值。转子5按图6摇转，其中风向保存恒定。在这种情况下，摇转角偏差δ等于摇转角Γ，这表示不完美的风向追踪的临界情形。通过虚线示出的大的振动(模拟4，没有回旋负荷抵消)是不允许的。在回旋负荷抵消被激活的情况下约60s时可见的冲击力矩My的振动部分(模拟 S3，实线)由不断增大的摇转角偏差引起，风力发电设备以该摇转角偏差运行。该摇转角偏差在快速摇转过程结束之后60秒时最大。为减小这种振动部分，可以使用用于减小通过摇转角偏差引起的叶片负荷的单独的叶片角控制逻辑电路。这种摇转角控制逻辑电路对于现有技术中不摇转的转子是已知的。用于抵消回旋负荷的、按本实用新型的摇转角调节优选也可以与用于单独或共同的叶片角控制的其它已知的叶片角控制策略一起使用。附图标记清单[0112]1转子叶片[0113]2转子叶片[0114]3转子叶片[0115]4转子轮毂[0116]5转子[0117]6转子轴线[0118]7船形框架/机[0119]8摇转轴线[0120]9塔[0121]10风力发电设备[0122]11叶片轴线[0123]12叶片轴线[0124]13叶片轴线[0125]14风向15直线16控制装置[0128]17叶片角传感器18叶片角传感器19叶片角传感器20叶片角调节装置21叶片角调节装置22叶片角调节装置23摇转角传感器24摇转角速度传感器25摇转角调节装置26旋转角传感器27旋转角速度传感器28风速传感器29风向传感器30叶片角控制单元31摇转角控制单元32主控制单元33水平面34摇转轴承35发电机36转轴37电网38风向的水平分量39转子的水平分量40负荷曲线41能量曲线
权利要求1.一种风力发电设备，带有一可通过风驱动并且绕水平或基本上水平定向的转子轴(6)转动的转子(5)，该转子包括多个转子叶片(1，2，3)，所述转子叶片分别在横向于或基本上横向于转子轴(6)延伸的叶片轴(11，12，13)的方向延伸，一摇转-角调节驱动器(25)，借助于该驱动器可使所述转子( 绕垂直或基本上垂直定向的摇转轴⑶以摇转角速度(Y)转动，其中，通过所述转子(5)绕所述摇转轴⑶的转动导致所述转子叶片(1，2，3)的回转负荷，一些叶片角度调整驱动器(20，21，22)，借助于该些驱动器可使所述转子叶片(1，2，3) 绕其叶片轴(11，12，13)转动，其特征在于，具有包括所述摇转角调节驱动器0 和所述叶片角调节驱动器00,21,2 的控制装置(16)，借助于该控制装置可通过使所述转子叶片 (1,2,3)与所述摇转角速度(Y)或一影响所述摇转角速度的主要参数(Yc)相关地绕其叶片轴(11，12，13)的转动减小所述转子叶片(1，2，3)的回旋负荷。
2.如权利要求1所述的风力发电设备，其特征在于，借助于所述控制装置(16)可使各个转子叶片(1，2，3)额外地根据旋转角(β ，β 2，β 3)绕其叶片轴(11，12，13)转动，其中，所述旋转角由各自的叶片轴(11，12，13)与垂直或基本上垂直定向的直线(15)围成，其中，所述控制装置(16)包括一旋转角检测装置( )，借助于该旋转角检测装置可为至少一个所述转子叶片(1，2，3)检测所述旋转角(β ，β2，β3)。
3.如权利要求1或2所述的风力发电设备，其特征在于，所述控制装置(16)包括一功率检测装置08，32)，借助于该功率检测装置可确定由风向所述转子(5)传递的功率，其中，借助于所述控制装置(16)，所述转子叶片(1，2，3)可根据所述功率绕其叶片轴(11，12， 13)转动。
4.如权利要求1或2所述的风力发电设备，其特征在于，所述控制装置(16)包括一摇转速率检测装置(M)，借助于该摇转速率检测装置可检测或确定所述要转角速度(Y)。
5.如权利要求2所述的风力发电设备，其特征在于，各个转子叶片(1，2，3)根据一个角的正弦或余弦绕其叶片轴(11，12，13)转动，所述角等于各自的旋转角或等于各自的旋转角和各个转子叶片的相位差之和。
6.如权利要求1或2所述的风力发电设备，其特征在于，具有一塔⑶，一可绕所述摇转轴(8)转动地支承在所述塔(9)上的机械支架(7)，一可绕所述转子轴(6)转动地支承在所述机械支架(7)上的转轴(36)，该转轴与所述转子(5)的轮毂(4)抗扭地连接，所述转子叶片(1，2，3)可绕其叶片轴(11，12，13)转动地支承在所述轮毂上，一固定在所述机械支架(7)上的发电机，该发电机可与所述转轴(36)耦合并且可由所述转子(5)驱动。
专利摘要一种风力发电设备，带有一可通过风驱动的转子(5)，该转子包括分别在横向于或基本上横向于转子轴线(6)延伸的叶片轴线(11，12，13)的方向延伸的多个转子叶片(1，2，3)，一摇转角调节驱动器(25)，其可使所述转子(5)绕垂直或基本上垂直定向的摇转轴线(8)以摇转角速度(γ)转动，其中，通过所述转子(5)绕所述摇转轴线(8)的转动导致所述转子叶片(1，2，3)的回旋负荷，一些叶片角调节驱动器(20，21，22)，其可使所述转子叶片(1，2，3)绕其叶片轴线(11，12，13)转动，其特征在于，具有一个包括所述摇转角调节驱动器(25)和所述叶片角调节驱动器(20，21，22)的控制装置(16)，该控制装置可通过使所述转子叶片(1，2，3)与所述摇转角速度(γ)或影响所述摇转角速度的指令参数(γc)相关地绕其叶片轴线(11，12，13)的转动减小所述转子叶片(1，2，3)的回旋负荷。
文档编号F03D9/00GK201972852SQ20102029538
公开日2011年9月14日 申请日期2010年8月11日 优先权日2009年8月14日
发明者法比奥·伯托洛蒂 申请人:Ssb风系统两合公司