DE102008032196A1

DE102008032196A1 - Überwachung der Rotorblattdurchbiegung in Abhängigkeit der generierten Leistung und/oder Windlast

Info

Publication number: DE102008032196A1
Application number: DE102008032196A
Authority: DE
Inventors: Christoph Lucks
Original assignee: Individual
Current assignee: Windcomp GmbH
Priority date: 2008-07-09
Filing date: 2008-07-09
Publication date: 2010-01-14

Abstract

Bekannte Überwachungen von Windanlagen hinsichtlich der Durchbiegung von Rotorblättern ermöglichen ein Erkennen von Ermüdungserscheinungen von Rotorblättern erst bei hohen Windgeschwindigkeiten. Auch zeichnen sich bekannte Betriebsweisen von Windenergieanlagen durch hohe Sicherheitszuschläge bei Grenzwerten aus. Aufgabe der vorliegenden Erfindung ist es eine Vorrichtung und Verfahren und/oder eine Windenergieanlage anzugeben, die es ermöglicht Ermüdungen von Rotorblättern frühzeitig zu erkennen und die Windenergieanlage beziehungsweise deren Rotorblätter möglichst optimal zu nutzen. Dies wird gelöst durch ein Verfahren, bei dem Messwerte von Reflektionsmessungen (1) mit kritischen Durchbiegungswerten (K1, K2, K4, K5) verglichen werden, dadurch gekennzeichnet, dass die kritischen Durchbiegungswerte (K1, K2, K4, K5) abhängig von der jeweiligen Windlast und/oder von der von der Windenergieanlage generierten Leistung definiert sind.

Description

Die Erfindung betrifft ein Verfahren zur Überwachung mindestens eines Rotorblattes einer Windenergieanlage hinsichtlich der Durchbiegung, wobei eine Reflektionsmessung durchgeführt wird und basierend auf einem Vergleich der Messwerte der Reflektionsmessung mit kritischen Durchbiegungswerten geeignete Maßnahmen veranlasst werden, sowie eine Vorrichtung zur Durchführung des Verfahrens und eine Windenergieanlage mit einer solche Vorrichtung.
Verfahren zur Überwachung der Durchbiegung von Rotorblättern von Windenergieanlagen sind beispielsweise aus der DE 10 2006 054 667.9 bekannt. Dabei wird die Durchbiegung der Rotorblätter mittels einer Abstandsmessung erfasst und diese Durchbiegung mit einer kritischen Maximaldurchbiegung verglichen. Wird diese überschritten, werden geeignete Maßnahmen eingeleitet.
Auch ist es bekannt, den Pitchwinkel der Rotorblätter einer Windenergieanlage in Abhängigkeit der Windgeschwindigkeit so zu regeln, dass die Leistung der Windenergieanlage und somit die Windlast an den Rotorblättern über weite Windgeschwindigkeitsbereiche weitgehend konstant ist.
Solchen bekannten Regelungen und Sicherungen von Windenergieanlagen ist jedoch gemein, dass sie im Betrieb bei niedrigen Windgeschwindigkeiten, insbesondere bei Windgeschwindigkeiten unterhalb der für das Erreichen der Nennleistung minimalen notwendigen Windgeschwindigkeit, Ermüdungserscheinungen und überhöhte Auslenkungen der Rotorblätter nicht erkennen.
Desweiteren ist ihnen gemein, dass aufgrund der absoluten Leistungs-, Auslenkungs- und Windgeschwindigkeitsgrenzen bei der Bestimmung der Auslenkung-, Windgeschwindigkeits- bzw. Leistungsgrenzen vergleichsweise große Sicherheitszuschläge gemacht werden müssen und sie damit verhältnismäßig teuer und aufwendig konstruiert sein müssen bzw. die maximal mögliche Leistung, die ohne Gefährdung der Windenergieanlage erzielt werden könnte, nicht erreicht wird.
Somit ist es Aufgabe der Erfindung ein Verfahren, eine Vorrichtung bzw. eine Windenergieanlage anzugeben, die Ermüdungserscheinungen der Rotorblätter frühzeitig erkennt und eine bessere Nutzung der Windenergieanlage beziehungsweise der Rotorblätter ermöglicht.
Diese Aufgabe wird gelöst durch ein Verfahren gemäß Anspruch 1, eine Vorrichtung gemäß Anspruch 10 sowie eine Windenergieanlage gemäß Anspruch 21. Die Unteransprüche 2 bis 9 und 11 bis 20 geben vorteilhafte Weiterbildungen der Erfindung an.
Ein erfindungsgemäßes Verfahren zur Überwachung mindestens eines Rotorblattes insbesondere aller Rotorblätter einer Windenergieanlage hinsichtlich der Durchbiegung beinhaltet gemäß Anspruch 1 Reflektionsmessungen an mindestens einem Punkt des mindestens einen Rotorblattes und einen Vergleich der Messwerte der Reflektionsmessung mit kritischen Durchbiegungswerten sowie einer auf diesen Vergleich gestützten Veranlassung von geeigneten Maßnahmen. Dabei sind die kritischen Durchbiegungswerte gemäß Anspruch 1 abhängig von der jeweiligen Windlast und/oder von der von der Windenergieanlage generierten Leistung definiert.
Zur möglichst genauen Analyse werden Windlast und die von der Windenergieanlage generierte Leistung herangezogen. Doch haben Versuche gezeigt, dass es ausreichend ist, nur eine der beiden Größen zur Bestimmung der kritischen Durchbiegungswerte heranzuziehen.
Eine im Rahmen dieses Verfahrens durchgeführte Reflektionsmessung kann auf verschiedene Art und Weisen erfolgen. So können beispielsweise Laser oder Ultraschall gestützte Systeme eingesetzt werden.
Sind die Reflektionsmesswerte vorhanden, werden diese mit kritischen Durchbiegungswerten verglichen. Diese kritischen Durchbiegungswerte können sowohl Unter- als auch Obergrenzen beinhalten und sind von der durch die jeweiligen Windlast und/oder von der von der Windenergieanlage generierten Leistung abhängig. Für ein erfindungsgemäßes Verfahren reicht es aus, einen kritischen Durchbiegungswert in Abhängigkeit von der jeweiligen Windlast und/oder von der von der Windenergieanlage generierten Leistung zu definieren. Es können jedoch auch verschiedene kritische Durchbiegungswerte definiert sein, deren Vergleich mit den Reflektionsmessungen zur Veranlassung unterschiedlicher Maßnehmen führt.
Die kritischen Durchbiegungswerte können sowohl auf Basis der aktuell ermittelten Windlast und/oder der von der Windenergieanlage generierten Leistung unter Zuhilfenahme eines Models, beispielsweise der Biegebalkentheorie, ermittelt oder aus einer Datenbank entnommen werden.
Dabei können die kritischen Durchbiegungen vom Alter oder bekannten Steifigkeitsverlusten angepasst werden. Dies kann bei der Berechnung als eigener Parameter einfließen und/oder über die in die Berechnung einfließende Steifigkeit berücksichtigt werden. Beim Rückgriff auf hinterlegte kritische Werte, können diese in Abhängigkeit vom Alter und/oder bekannten Steifigkeitsverlusten definiert sein oder durch Zu- bzw. Abschläge berücksichtigt werden.
Auch kann eine Solldurchbiegung hinterlegt oder berechnet werden und die kritischen Durchbiegungswerte durch absolute oder relative Auf- und/oder Abschläge bestimmt werden. Desweiteren ist es möglich, die möglichen Windlasten und/oder von der Windenergieanlage generierten Leistungen in verschiedene Klassen einzuteilen und dadurch beispielsweise den Umfang der Datenbank zu reduzieren. Wird ein solcher Ansatz gewählt, wird zunächst auf Basis der jeweiligen aktuellen Windlast und/oder von der Windenergieanlage generierten Leistung die momentan herrschende Windlastklasse und/oder Leistungsklasse ermittelt. Anschließend werden dann aus der Datenbank die passenden kritischen Durchbiegungswerte entnommen oder solche berechnet.
Der Vergleich zwischen den Messwerten der Reflektionsmessung und den kritischen Durchbiegungswerten kann sich allein auf das Ermitteln der Information beschränken, ob ein kritischer Wert unter- oder überschritten wird. Es ist jedoch auch denkbar, dass differenziertere Vergleiche, auch zwischen verschiedenen Reflektionsmessungen und verschiedenen kritischen Durchbiegungswerten, durchgeführt werden und dadurch eine differenziertere Analyse erreicht wird.
Auch können die Vergleich die Dauer der Über/Unterschreitung von kritischen Werten berücksichtigen. Dadurch ist beispielsweise eine sehr genaue Erkennung von Turbolenzen möglich, welche sich über Schwankungen der Auslenkungen auszeichnen und auf die mit geeigneten Maßnahmen reagiert werden kann.
Als geeignete Maßnahmen kommen nicht nur die Abschaltung der Windenergieanlage oder das Verändern von Betriebsparametern, wie die Änderung des Pitchwinkels der Rotorblätter, in Betracht, sondern es sind beispielsweise auch Maßnahmen wie das Einleiten von Wartungsarbeiten oder Inspektionen denkbar.
Das erfindungsgemäße Verfahren zeichnet sich somit dadurch aus, dass es schon frühzeitig Ermüdungserscheinungen der Rotorblätter und Änderungen der Belastung von Rotorblättern erkennen und dadurch frühzeitig geeignete Maßnahmen veranlassen kann und somit weitere Schädigungen der Windenergieanlage vermieden werden können. Das frühzeitige Erkennen von Ermüdungserscheinungen, das Anwenden dynamischer Grenzwerte und das Erkennen von Änderungen der Windverhältnisse beziehungsweise der Belastung der Rotorblätter kann darüber hinaus dazu verwendet werden, die Windenergieanlage optimaler zu nutzen, insbesondere mehr Leistung zu generieren.
Das vorliegende Verfahren zeichnet sich dadurch aus, dass es eine nahezu kontinuierliche Überwachung der Rotorblätter ermöglicht. Selbst mit einfachen Ausführungen kann jedes Rotorblatt einmal pro Umdrehung des Rotors vermessen werden. Auch kann die zur Durchführung dieses Verfahrens notwendige Elektronik verhältnismäßig einfach realisiert werden, da die Messwerterfassung durch eine Reflektionsmessung ein verhältnismäßig kleines Datenvolumen liefert, das im Anschluss zu analysieren ist.
Vorteilhafterweise umfasst die Reflektionsmessung gemäß Anspruch 2 eine berührungslose Messung des Abstandes mindestens eines Punktes des mindestens eines Rotorblatts zu einem vorgegebenen Punkt der Windenergieanlage.
Ein solches Verfahren eignet sich besonders dazu, die Durchbiegung in Richtung der Windrichtung (flapwise) zu ermitteln. So kann beispielsweise der Abstand zwischen einem Punkt auf der Gondel und der Spitze der Rotorblätter vermessen werden. Dabei wird zweckmäßiger Weise nicht nur der Abstand zu einem einzigen Punkt auf der Rotorblattspitze ermittelt, sondern der Abstand von Punkten auf dem Rotorblatt gemessen, die auf einem Kreisumfang mit Mittelpunkt im Rotationszentrum des Rotors liegen. Die einzelnen Messwerte können dann gemittelt werden oder einzeln weiter verarbeitet werden.
Die Durchbiegung der Rotorblätter in Richtung der Windrichtung ist nicht nur besonders kritisch, da eine zu große Durchbiegung zur Kollision mit dem Turm führen kann, sondern auch von größter Bedeutung für die Ermittlung von Ermüdungserscheinungen, da die Rotorblätter insbesondere in Richtung der Windrichtung belastet werden.
Bevorzugt umfasst die Reflektionsmessung gemäß Anspruch 3 die Messung der Winkelkoordinaten mindestens eines Punktes des mindestens einen Rotorblattes in einem mit dem Rotor oder der Rotorwelle mit drehenden und in der Rotationsebene des Rotors liegenden System.
Durch eine solche Messung wird die Auslenkung des Rotorblattes in der Ebene der Rotation des Rotors (edgewise) im Vergleich zur unbelasteten Position erfasst. Eine Messung der Auslenkung in der Rotationsebene (edgewise) stellt insbesondere zusammen mit einer Messung der Auslenkung in Windrichtung (flapwise) ein besonders vorteilhaftes Verfahren dar, da dadurch die gesamte Auslenkung der Rotorblätter zuverlässig erfasst werden kann.
Bei einer Ausgestaltung gemäß Anspruch 3 wird die Durchbiegung von Rotorblättern in der Rotationsebene des Rotors vermessen. Dazu wird erfindungsgemäß die relative Lage von mindestens einem Punkt eines Rotorblattes in einem mit dem Rotor oder der Rotorwelle mit drehendem Koordinatensystem erfasst. Dazu reicht es aus, die Winkelkoordinate zu ermitteln, da sich der radiale Abstand zum Mittelpunkt des Koordinatensystems nur vernachlässigbar ändern wird.
Auch bei der Ausgestaltung des Verfahrens gemäß Anspruch 3 ist es nicht erforderlich, dass ein einzelner Punkt auf dem Rotorblatt vermessen wird. Vielmehr ist auch denkbar, einen Bereich oder eine Kante eines Rotorblattes bezüglich der Winkelkoordinaten zu vermessen.
Eine solche Messung kann auf verschiedene Arten erfolgen. Ist die Rotationslage der Narbe bekannt, kann sie durch eine einfache Lichtschranke, deren Pfad das vom Rotorblatt durchstrichene Volumen kreuzt, erfolgen.
Ohne Kenntnis der Rotationslage ist es beispielsweise möglich, auf der Narbe Abstandssensoren so anzuordnen, die gegenüber dem Rotorblatt jeweils der Art leicht geneigt sind, dass sie einen Abstand zu einer Kante des Rotorblattes vermessen, der sich durch die Durchbiegung des Rotorblattes innerhalb der Rotationsebene des Rotorblattes verändert.
Vorteilhafterweise wird nach Anspruch 4 aus den Reflektionsmessungen eines Rotorblattes bei jeder Passage des Rotorblattes durch das Messfeld mindestens ein Mittelwert gebildet und dieser bis zur Ausgabe des nächsten Mittelwertes gehalten. Ein solches Verfahren ermöglicht eine besonders einfache Verarbeitung der Messwerte. Dabei können beispielsweise ein Mittelwert für die Durchbiegung in Windrichtung und einer für die Durchbiegung in der Rotationsebene gebildet werden. Auch ist es denkbar die Mittelwerte für jedes Rotorblatt auf einer einzelnen Leitung auszugeben oder das Mittelwertsignal eines Rotorblattes nur solange zu halten, bis der Mittelwert für das nächste Rotorblatt zur Ausgabe bereitsteht.
Besonders vorteilhaft ist es, ein Rotationsüberwachungssignal der Rotorwelle für die Zuordnung einzelner Messwerte zu den Rotorblättern und/oder für die Messung der Winkelkoordinate zu verwenden.
Ein Positionsüberwachungssignal der Rotorwelle kann mit hoher Zuverlässigkeit erfasst werden und ermöglicht so eine Zuordnung der Messwerte zu den einzelnen Rotorblättern auch in abnormalen Betriebszuständen der Windenergieanlage, wie beispielsweise dem Trudelbetrieb. Auch ermöglicht ein solches Überwachungssignal der Rotorwelle eine einfache Erfassung der Winkelkoordinate. Ist die aktuelle Rotationslage der Rotorwelle bekannt, reicht es aus, das Kreuzen des Rotorblattes mit einer die Rotationsebene schneidenden Linie zu ermitteln. Dies ist durch eine einfache Lichtschranke erreichbar. Die Torsion der Rotorwelle kann dabei in der Regel vernachlässigt werden.
Bevorzugter Weise wird gemäß Anspruch 6 auf Basis der Reflektionsmessungen eine Aussage über die Alterung mindestens eines Rotorblattes generiert.
Gängige Rotorblätter weisen einen charakteristischen Rückgang der Steifigkeit auf. Da zwischen Steifigkeit des Rotorblattes und der Durchbiegung des Rotorblattes ein modellierbarer Zusammenhang besteht, ist es möglich eine Aussage über die Alterung des Rotorblattes zu generieren.
Dadurch wird es möglich, Wartung und Austausch von Rotorblättern nicht nur zu planen, sondern auch hinsichtlich der Wartungs- und/oder Austauschintervalle zu optimieren.
Zur Generierung eine Aussage bezüglich der Alterung können auch Mittelwerte herangezogen werden, doch ist es besonders vorteilhaft, eine Auswertung aller Einzelmessungen durchzuführen.
Besonders vorteilhaft ist es gemäß Anspruch 7, Änderungen in den Reflektionsmessungen oder deren Mittelwerten auszuwerten. Zwar können auch auf Basis des absoluten Vergleiches zwischen aktueller Durchbiegung und Soll- bzw. kritischen Werten zuverlässig geeignete Maßnahmen eingeleitet werden, doch bietet die Auswertung von Änderungen in den Reflektionsmesswerten die Möglichkeit, die Zuverlässigkeit zu erhöhen und kurzfristige Ereignisse besser zu erfassen.
Bevorzugt werden gemäß Anspruch 8 auf Basis der Auswertung der Reflektionsmessungen, deren Änderungen und/oder deren Mittelwerten eine Turbulenzerkennung und/oder eine Starkwindregelung durchgeführt.
Das erfindungsgemäße Verfahren ermöglicht es so, Turbulenzen zeitnah und zuverlässig nicht nur zu erkenn, sondern auch zu quantifizieren und so mit geeigneten Maßnahmen zu reagieren. So kann beispielsweise eine Starkwindregelung, die auf der tatsächlichen Rotorlast basiert, realisiert werden. Somit ist es möglich trotz optimaler Leistungsausbeute die Komponenten der Windenergieanlage, also nicht nur die Rotoren, sondern beispielsweise auch Lager, Getriebe und Generatoren, zu schonen.
Besonders vorteilhaft ist es gemäß Anspruch 9 die unterschiedlichen Auswertungen der Reflektionsmessungen, insbesondere die gemäß Anspruch 6 und Anspruch 8, mit einander zu kombinieren. Vorzugsweise wird dabei in einem ersten Windgeschwindigkeitsbereich eine Aussage über die Alterung generiert und in einem zweiten Windgeschwindigkeitsbereich, vorzugsweise mit höheren Windgeschwindigkeiten als im ersten Windgeschwindigkeitsbereich, eine Turbulenzerkennung und/oder Starkwindregelung durchgeführt.
Dies ist besonders vorteilhaft, da beispielsweise bei niedrigen Windgeschwindigkeiten kaum Turbulenzen auftreten und die Windenergieanlage soweit von ihren Leistungsgrenzen entfernt ist, dass eine Reaktion auf geringe Turbulenzen nicht erforderlich ist, eine Vorhersage bezüglich der Alterung über das erfindungsgemäße Verfahren auch bei niedrigen Windgeschwindigkeiten möglich ist. Bevorzugt werden die Reflektionsmessungen insbesondere bis zu Windgeschwindigkeiten unterhalb der Regelwindgeschwindigkeit zum generieren einer Aussage bezüglich der Alterung verwendet.
In Bereichen höherer Windgeschwindigkeiten ist es jedoch erstrebenswert, möglichst zeitnah und gezielt auf auftretende Turbulenzen beziehungsweise (kurzfristige) Veränderungen der Windgeschwindigkeit zu reagieren. Zwar können auch bei diesen, höheren Windgeschwindigkeiten, die Reflektionsmessungen zum generieren von Aussagen bezüglich der Alterung verwendet werden, doch tritt diese Aufgabe bei höheren Windgeschwindigkeiten in der Regel hinter das Erkennen von Turbulenzen beziehungsweise die Starkwindregelung zurück, da diese bei hohen Windgeschwindigkeiten zum Schutz der Windenergieanlage von besonderer Bedeutung sind.
Eine erfindungsgemäße Vorrichtung zur Überwachung mindestens eines Rotorblattes einer Windenergieanlage hinsichtlich der Durchbiegung weist gemäß Anspruch 10 mindestens einen an der Windenergieanlage angeordneten Sensor für Reflektionsmessungen sowie eine Auswerteelektronik auf. Der Sensor für Reflektionsmessungen ist so eingerichtet, dass er Reflektionsmessungen an mindestens einem Punkt des mindestens einen Rotorblattes vornimmt und die Auswerteelektronik ist so eingerichtet, dass die vom Sensor gemessenen Daten ausgewertet werden und die Elektronik auf Basis eines Vergleiches mit mindestens einer kritischen Durchbiegung geeignete Steuersignale ausgibt. Dabei ist die mindestens eine kritische Durchbiegung abhängig von der jeweiligen Windlast und/oder von der Windenergieanlage generierten Leistung definiert. Eine solche Vorrichtung ermöglicht es, Schäden oder Ermüdungserscheinungen an Rotorblättern frühzeitig zu erkennen und dadurch geeignete Maßnahmen frühzeitig einzuleiten und weitere Schäden zu verhindern.
Bei dem Sensor kann es sich beispielsweise um einen laserbasierten Entfernungssensor handeln, der beispielsweise auf der Gondel montiert ist. Es sind jedoch auch andere Platzierungen, wie auf den Rotorblättern selbst oder am Turm der Windenergieanlage, denkbar.
Vorteilhafterweise umfassen die Reflektionsmessungen gemäß Anspruch 9 eine berührungslose Messung des Abstandes mindestens eines Punktes des mindestens einen Rotorblatts zu einem vorgegebenen Punkt der Windenergieanlage.
Zwar reicht es aus, den Abstand eines Punktes auf dem Rotorblatt zu ermitteln, doch ist es auch möglich, den Abstand einer Fläche oder einer Linie auf dem Rotorblatt zu einem vorgegebenen Punkt auf der Windenergieanlage zu bestimmen. In einem solchen Fall können sowohl die einzelnen Messungen ausgewertet, als auch ein daraus gebildeter Mittelwert weiterverarbeitet werden.
Auch ist es dazu nicht erforderlich, dass der Sensor auf der Windenergieanlage platziert ist. Vielmehr ist es denkbar, Sensoren außerhalb der Windenergieanlage zu platzieren und gleichzeitig die Lage der Sensoren zur Windenergieanlage zu erfassen.
Vorteilhafterweise umfassen die erfindungsgemäßen Reflexionsmessungen gemäß Anspruch 11 die berührungslose Messung des Abstandes mindestens eines Punktes des mindestens einen Rotorblattes zu einem vorgegebenen Punkt der Windenergieanlage.
Die Bestimmung des Abstandes zu einem Punkt auf der Windenergieanlage, insbesondere zu einem bei einer Drehung der Gondel mitdrehenden Punkt, ist von besonderem Vorteil, da solche Abstände auf besonders einfache und zuverlässige Weise erfasst werden können.
Besonders vorteilhaft ist es gemäß Anspruch 12, wenn die Reflektionsmessungen eine Messung der Winkelkoordinaten mindestens eines Punktes des mindestens einen Rotorblattes in einem mit dem Rotor oder der Rotorwelle mitdrehenden und in der Rotationsebene des Rotors liegenden System umfasst.
Im Gegensatz zur Abstandsmessung, die insbesondere eine Durchbiegungsanalyse der Rotorblätter in Richtung der Windrichtung erlaubt, ermöglicht eine Messung der Winkelkoordinate in einem mit drehenden Koordinatensystem die Analyse der Durchbiegung in der Rotationsebene.
Bevorzugt wird gemäß Anspruch 13 zur Abstandsmessung ein Laser vorgesehen, der insbesondere so eingerichtet ist bzw. bei dem eine nach geschaltete Elektronik so eingerichtet ist, dass nur Abstandswerte in einem bestimmten Abstandsbereich gemessen werden.
Dies ermöglicht es, das Datenvolumen der Messwerte deutlich zu reduzieren.
Ein solcher Ansatz beruht darauf, dass die Durchbiegung der Rotorblätter nur innerhalb eines bestimmten Bereiches möglich ist, ohne dass diese brechen.
Somit ist es ausreichend, Abstandsmessungen in diesem Bereich vorzunehmen. Liegt die Messung außerhalb eines solchen Bereiches, ist entweder kein Rotorblatt im Messfenster oder es liegt eine Störung der Messung beispielsweise durch andere Objekte vor.
Besonders vorteilhaft ist es, gemäß Anspruch 14 eine Mittelwertbildungselektronik vorzusehen, die aus den Reflektionsmessungen jeweils für ein Rotorblatt bei jeder Passage durch das Messfeld des mindestens einen Sensors wenigstens einen Mittelwert bildet und diesen Mittelwert bis zur Ausgabe des nächsten Mittelwertes hält und an die Auswertelektronik weitergibt.
Durch eine solche Mittelwertbildung kann die Genauigkeit der Messungen erhöht und die Datenmenge reduziert werden.
Besonders vorteilhaft ist es, gemäß Anspruch 15 eine Rotationsüberwachungseinrichtung der Rotorwelle vorzusehen. Eine solche Rotationsüberwachungseinrichtung der Rotorwelle kann eine Winkelangabe der Rotorwelle mit hoher Genauigkeit liefern.
So kann das Signal einer Rotationsüberwachungseinrichtung der Rotorwelle mit großer Genauigkeit für die Zuordnung der einzelnen Reflektionsmessungen zu den einzelnen Rotorblättern in der Auswertelektronik und/oder in der Mittelwertbildungselektronik verwendet werden. Auch kann durch die Verwendung eines solchen Überwachungssignals der Rotorwelle die Messung der Durchbiegung der Rotorblätter in der Rotationsebene auf einfache und genaue Weise erfolgen.
Besonders vorteilhaft ist es, auf Basis der Reflektionsmessungen gemäß Anspruch 16 durch die Auswertelektronik eine Aussage über die Alterung mindestens eines Rotorblattes zu generieren.
Dies ermöglicht es, den Austausch und die Wartung von Rotorblättern zu optimieren.
Bevorzugt wird es gemäß Anspruch 17, die Auswertelektronik so auszubilden, dass sie die Änderungen in den Reflektionsmessungen oder deren Mittelwerten auswertet.
Dadurch kann die Genauigkeit der Auswertung der Durchbiegungen erhöht und können besonders kurzfristige Ereignisse besonders zuverlässig erfasst werden.
Bevorzugt wird die Auswerteelektronik gemäß Anspruch 18 so eingerichtet, dass sie auf Basis der Auswertung der Reflektionsmessungen, deren Änderungen und/oder deren Mittelwerten eine Turbulenzerkennung und/oder eine Starkwindregelung durchführt.
Die erfindungsgemäße Vorrichtung ermöglicht es so, Turbulenzen zeitnah und zuverlässig nicht nur zu erkenn, sondern auch zu quantifizieren und so mit geeigneten Maßnahmen zu reagieren.
Besonders vorteilhaft ist es gemäß Anspruch 19 die unterschiedlichen Auswertungen der Reflektionsmessungen durch die Auswerteelektronik, insbesondere die gemäß Anspruch 16 und Anspruch 18, mit einander zu kombinieren. Vorzugsweise ist die Auswerteelektronik so ausgebildet, dass sie in einem ersten Windgeschwindigkeitsbereich eine Aussage über die Alterung generiert und in einem zweiten Windgeschwindigkeitsbereich, vorzugsweise mit höheren Windgeschwindigkeiten als im ersten Windgeschwindigkeitsbereich, eine Turbulenzerkennung und/oder Starkwindregelung durchführt.
Bevorzugt wird gemäß Anspruch 20 ein für die Reflektionsmessungen eingesetzter Laser im nicht sichtbaren Spektrum arbeiten und insbesondere ein Klasse 1 IR-Laser sein. Dadurch werden Schädigungen und Störungen der Umwelt vermieden.
Bevorzugt wird ein zweiter, im sichtbaren Spektrum arbeitender, wahlweise zuschaltbarer Laser vorgesehen. Ist dieser zweite Laser entsprechend angeordnet, kann durch ihn eine einfache Ausrichtung des ersten Lasers auf die auszumessenden Punkte auf dem mindesten einen Rotorblatt erfolgen.
Eine die Aufgabe lösende Windenergieanlage weist erfindungsgemäß eine Vorrichtung gemäß einem der Ansprüche 10 bis 20 auf.
Durch das Ausrüsten einer Windenergieanlage mit einer Vorrichtung gemäß einem der Ansprüche 10 bis 20 ist es möglich, die Sicherheit der Windenergieanlage sowie die generierbare Leistung der Windenergieanlage zu erhöhen und durch rechtzeitige Wartung und Instandsetzung die Ausfallzeiten und die Wartungsarbeiten zu minimieren.
Weitere Vorteile und mögliche Ausgestaltungen werden im Folgenden anhand eines Ausführungsbeispiels erläutert.
Dieses Ausführungsbeispiel ist, wie auch die zur Erläuterung herangezogenen Figuren, rein schematisch und beschränkt die Erfindung nicht. Es soll lediglich eine beispielhafte Ausführung der Erfindung erläutern und dadurch das Verständnis erleichtern und dem Fachmann Anhaltspunkte für weitere Abwandlungen und andere Umsetzungen der Erfindung geben.
Dazu zeigen die Figuren:
1 Auslenkung bei bekannter Leistungssteuerung einer Windenergieanlage;
2 Auslenkung bei Einsatz eines erfindungsgemäßen Verfahrens;
3 Messwerte einer erfindungsgemäßen Vorrichtung;
4 Mittelwertbildung und aus Messwerte einer erfindungsgemäßen Vorrichtung
5 relativer Steifigkeitsverlust gängiger Rotorblätter in Abhängigkeit von der Ermüdungslebensdauer.
In 1 sind die gemessene Auslenkung der Rotorblätter einer Windenergieanlage (dargestellt als Messpunkte) und die theoretische Auslenkung der Rotorblätter einer Windenergieanlage (dargestellt als durchgezogene Linie) gegenüber der Windgeschwindigkeit aufgetragen. Generierte Leistung und Auslenkung sind, wie vom Anmelder ermittelt wurde, näherungsweise proportional zueinander.
Zu erkennen ist in 1, dass die Windenergieanlage ihren Betrieb bei der Einschaltgeschwindigkeit V_in (gängige Werte für die Einschaltwindgeschwindigkeit liegen bei etwa 3 m/s) aufnimmt und die Auslenkung der Rotorblätter und somit auch die generiert Leistung zunächst, bei konstantem Anstellwinkel (Pitchwinkel) der Rotorblätter proportional zur Windgeschwindigkeit ansteigen, bis bei einer Regelwindgeschwindigkeit V_R die Nennauslenkung A_R erreicht ist. Bei dieser Windgeschwindigkeit hat die Windenergieanlage ihre Nennleistung erreicht und regelt den Pitchwinkel nun so, dass die Leistung und damit, wie vom Anmelder erkannt, auch die Auslenkung der Rotorblätter weitestgehend konstant ist.
Erreicht die Windgeschwindigkeit die maximal zulässige Windgeschwindigkeit V_out, so werden die Rotorblätter aus dem Wind genommen und die Leistung und die Auslenkung fallen auf Null ab.
Die gezeigten Messpunkt bei einer Windgeschwindigkeit größer V_out sind bei einem Betrieb der Windenergieanlage bei Windgeschwindigkeit größer V_out entstanden. Denn prinzipiell erlaubt die Windenergieanlage auch einen Betrieb bei Windstärken bis zur Auslegungswindgeschwindigkeit V_A, da sie für eine solche maximale Windgeschwindigkeit ausgelegt wurden. Aus Sicherheitsgründen schalten gängige Windenergieanlagen jedoch vor erreichen der Auslegungswindgeschwindigkeit V_A bei einer niedrigeren maximal zulässigen Windgeschwindigkeit V_out ab.
Desweiteren eingezeichnet in 1 sind die Grenze zur irreguläre Auslenkung A_T, bei deren Überschreitung das Betriebssystem der Windenergieanlage mit geeigneten Maßnahmen eingereift, und die maximal zulässige Auslenkung A_A, bei der die Windenergieanlage unverzüglich durch aus dem Wind Drehen der Rotorblätter abgeschaltet wird. Diese Grenzen sind in bekannten Windenergieanlagen als Leistungsgrenzen definiert. Da der Anmelder aber erkannt hat, dass sich die Auslenkung bei konstanter Rotorblattanstellung weitgehend proportional verhält, lassen sich diese Leistungsgrenzen nun in Auslenkungsgrenzen übersetzen.
2 veranschaulicht das erfindungsgemäße Verfahren. Aufgetragen sind die Auslenkung (Messwerte sind als Punkte, theoretische Auslenkungen als durchgezogene Linie dargestellt) eines Rotorblattes gegen die Windgeschwindigkeit V. Der Messung liegt eine bekannte Steuerung einer Windenergieanlage auf Basis der gemessenen Leistung, wie in 1 gezeigt, zu Grunde. Dabei ist die Auslenkung des Rotorblattes im Wesentlichen proportional zur von der Windenergieanlage generierten Leistung. Eingezeichnet sind auch die die Solllinie der Auslenkung K3, maximale und minimale reguläre Auslenkungen K2 und K4 (kritische Durchbiegungen) sowie maximal und minimal zulässige Auslenkungen K1 und K5 (kritische Durchbiegungen). Im gezeigten Beispiel wurde die Solllinie der Auslenkung K3 auf Basis der Biegebalkentheorie und der generierten Leistung berechnet.
Die als Punkte eingezeichneten Messwerte der Auslenkung des Rotorblattes sind um die Solllinie der Auslenkung K3 gestreut. Im gezeigten Beispiel liegen alle Messwerte der Auslenkung innerhalb der Bandbreite zwischen minimaler und maximaler regulärer Auslenkung (K2 und K4) (Normalbetrieb).
Liegt die Auslenkung eines Rotorblattes außerhalb der minimalen bzw. maximalen regulären Auslenkung (K2, K4) (Abweichung vom Normalbetrieb), kann beispielsweise eine Wartung der Windenergieanlage veranlasst werden. Liegen die Auslenkungen außerhalb der minimal bzw. maximal zulässigen Auslenkung K1 und K5, also oberhalb der maximal zulässigen Auslenkung K1 bzw. unterhalb der minimal zulässigen Auslenkung K5, werden in diesem Ausführungsbeispiel die Rotorblätter aus dem Wind gedreht und die Windenergieanlage abgeschaltet. Die Rotorblätter werden ebenfalls aus dem Wind gedreht, wenn die Windgeschwindigkeit die maximal zulässige Windgeschwindigkeit V_A überschreitet.
Im gezeigten Beispiel wurden die maximale und minimale reguläre sowie zulässige Auslenkung (K1, K2, K4, K5) auf Basis der Biegebalkentheorie und Verwendung von Toleranzgrenzen für die Steifigkeit der Rotorblätter berechnet und in der Windenergieanlage in einer Datenbank hinterlegt. Sie können jedoch auch in der Windenergieanlage annäherungsweise in Echtzeit ermittelt werden.
Es fällt auf, dass zumindest in dem Bereich, in dem die Windgeschwindigkeit kleiner als die Regelwindgeschwindigkeit V_R ist, ein deutlich geringer Spielraum zwischen Auslenkung bei normalem Rotorverhalten (Messwerte) beziehungsweise Solllinie der Auslenkung K3 und der Grenzen der regulären Auslenkung (K2, K4) (berechnet aus den Leistungsgrenzen) vorhanden ist, so dass durch das erfindungsgemäße Verfahren auch deutlich geringere Abweichungen vom Normalverhalten der Rotorblätter erkannt werden können.
Steigt die Windgeschwindigkeit über die Regelwindgeschwindigkeit V_R, so kann auch bei einem erfindungsgemäßen Verfahren eine leistungsbasierte Steuerung (beispielsweise Änderung des Pitchwinkels) durchgeführt werden (1). Eine solche leistungsbasierte Steuerung liegt auch den Messungen aus 2 zu Grunde.
Erreicht die Windgeschwindigkeit die bei bekannten Steuerungen maximal zulässige Windgeschwindigkeit V_out, muss der Rotor beim Einsatz des erfindungsgemäßen Verfahrens jedoch nicht unbedingt aus dem Wind genommen werden. Dies liegt zum einen daran, dass Rotorblätter auf Grund des erfindungsgemäßen Verfahrens besser überwacht sind und Defekte somit früher erkannt und behoben werden können und zum anderen daran, dass die kritischen Werte für höhere Windlasten und/oder höhere generierte Leistungen, die bei Windgeschwindigkeiten über V_out auftreten können, entsprechend angepasst werden können. So können beispielsweise im Bereich zwischen V_out und V_A besondere kritische Durchbiegungen gelten oder kann der Vergleich zwischen Auslenkungsmessungen und kritischen Werten anders ausgestaltet sein.
Die Erfindung löst die gestellte Aufgabe aber auch schon dann, wenn die bekannte Steuerung von Windenergieanlagen abgesehen vom Veranlassen geeigneter Maßnahmen, wie beispielsweise Wartungen und/oder Austausch von Teilen der Windenergieanlage, nicht verändert wird.
3 zeigt Auslenkungsmessungen in Abhängigkeit von der Zeit. Dabei war die Abstandsmessung so eingerichtet, dass sie nur Abstände in einem bestimmten Abstandsbereich erfasst. Daher sind hier nur Abstandsmessungen eingezeichnet, wenn ein Rotorblatt das Messfeld der Abstandsmesseinrichtung passiert. Die hier ausgemessene Windenergieanlage weist drei Rotorblätter, A, B und C auf. Wie der 3 zu entnehmen ist, wurden auf jedem Rotorblatt mehrere Messungen durchgeführt. Die Messpunkte auf den Rotoren liegen alle auf einem Kreis um die Rotorachse. Aufgrund des Rotorprofils liegen die Ergebnisse der Abstandsmessungen aufgetragen gegen die Zeit jedoch nicht auf einer Geraden, sondern bilden jeweils eine gekrümmte Linie.
Im normalen Betrieb der Windenergieanlage kann eine Zuordnung der Messwerte zu den einzelnen Rotorblättern aufgrund der Abstände zwischen den einzelnen Messungen der einzelnen Rotorblätter einfach durch Abzählen erfolgen. Eine zuverlässige Zuordnung wird hier jedoch dadurch erreicht, dass die Rotation der Rotorwelle überwacht und die dadurch erhaltenen Ergebnisse zur Zuordnung verwendet werden.
Zur einfacheren Weiterverarbeitung werden die Messwerte eines Rotorblattes wie in 4 gezeigt jeweils zu einem Mittelwert 2 aggregiert und ein entsprechendes Mittelwertsignal 3 gehalten, bis der nächste Mittelwert zur Ausgabe bereitsteht. Dabei werden hier die Mittelwerte aller Rotorblätter zu einem Signal zusammengefasst, das jeweils nacheinander die Mittelwerte der Abstandsmessungen der einzelnen Rotorblätter darstellt. Ein solches Signal kann beispielsweise dazu verwendet werden, Unterschiede oder Änderungen von Auslenkungen zwischen den einzelnen Rotorblättern zu erfassen. Sind die Rotorblätter jedoch nicht exakt in einer Ebene justiert, so wird auch bei regulärem Betrieb der Windenergieanlage und ohne irreguläre Ermüdungserscheinungen eines Blattes ein Signal mit starken Änderungen ausgegeben werden. Dies kann dadurch vermieden werden, dass für jedes Rotorblatt ein einzelnes Signal ausgegeben wird und Änderungen für jedes Rotorblatt separat verfolgt werden.
5 zeigt eine charakteristische Ermüdung eines Rotorblattes. Aufgetragen ist die relative Steifigkeit des Rotorblattes gegenüber seiner Lebenszeit (Ermüdungslebensdauer). Zu erkennen sind drei Abschnitte I bis III.
In der ersten Phase der Ermüdung I verliert das Rotorblatt zunächst in vergleichsweise kurzer Zeit etwa 5% seiner Steifigkeit. Daran anschließend verliert das Rotorblatt in der zweiten Phase der Ermüdung II vergleichsweise wenig Steifigkeit, wobei der Steifigkeitsverlust weitestgehend proportional zur Lebenszeit ist. Diese zweite Phase der Ermüdung II dauert bis etwa 95% der Lebensdauer des Rotorblattes. Daran schließt sich die dritte Phase der Ermüdung III an, die sich durch einen sehr schnellen Verlust von Steifigkeit ausgehend von etwa 90% der ursprünglichen Steifigkeit auszeichnet, und die in einer kompletten Zerstörung des Rotorblattes endet.
Auf Basis einer solchen charakteristischen Ermüdungskurve von gängigen Rotorblättern, ist es möglich auf Basis der durch die Reflektionsmessungen gewonnenen Durchbiegungsdaten eine Aussage über die Alterung bzw. die zu erwartende Lebensdauer eines Rotorblattes zu machen. So kann insbesondere der Übergang von der zweiten Phase der Ermüdung II in die dritte Phase der Ermüdung III leicht erkannt werden. Auch wenn dann nur noch wenige Prozent der ursprünglichen Lebensdauer verbleiben, ist der verbleibende Zeitraum bei Windenergieanlagen in der Regel ausreichend, um entsprechende Maßnahmen einzuleiten. Auch kann in der zweiten Phase der Ermüdung II die Steigung der Kurve ermittelt und errechnet werden, wann die Steifigkeit auf einen charakteristischen Wert, beispielsweise 90% der ursprünglichen Steifigkeit, abgefallen sein wird.
Die vorstehenden Ausführungen haben gezeigt, dass das erfindungsgemäße Verfahren bzw. die erfindungsgemäße Vorrichtung und/oder Windenergieanlage deutliche Vorteile gegenüber den bekannten Überwachungs- und Betriebsverfahren für Windenergieanlagen aufweist. Weitere Ausgestaltungen sind durch den Fachmann leicht auffindbar.

I: 1. Phase der Ermüdung
II: 2. Phase der Ermüdung
III: 3. Phase der Ermüdung
V_in: Einschaltewindgeschwindigkeit
V_R: Regelwindgeschwindigkeit
V_out: maximale zulässige Windgeschwindigkeit
V_A: Abschaltwindgeschwindigkeit
P_A: maximal zulässige Leistung
P_T: irreguläre Leistung
P_R: Nennleistung
A_A: maximal zulässige Auslenkung
A_T: irreguläre Auslenkung
K1: maximal zulässige Auslenkung
K2: maximale reguläre Auslenkung
K3: Solllinie
K4: minimale reguläre Auslenkung
K5: minimal zulässige Auslenkung
1: Messwert
2: Mittelwert
3: Signal

ZITATE ENTHALTEN IN DER BESCHREIBUNG
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Zitierte Patentliteratur

- DE 102006054667 [0002]

Claims

Verfahren zur Überwachung mindestens eines Rotorblattes, insbesondere aller Rotorblätter, einer Windenergieanlage hinsichtlich der Durchbiegung, wobei eine Reflektionsmessung an mindestens einem Punkt des mindestens einen Rotorblattes durchgeführt wird und basierend auf einem Vergleich der Messwerte (1) der Reflektionsmessung mit kritischen Durchbiegungswerten (K1, K2, K4, K5) geeignete Maßnahmen, insbesondere die Abschaltung der Windenergieanlage, veranlasst werden, dadurch gekennzeichnet, dass die kritischen Durchbiegungswerte (K1, K2, K4, K5) abhängig von der jeweiligen Windlast und/oder der von der Windenergieanlage generierten Leistung definiert sind.
Verfahren nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, dass die Reflektionsmessung eine berührungslose Messung des Abstandes mindestens eines Punktes des mindestens einen Rotorblattes zu einem vorgegebenen Punkt der Windenergieanlage umfasst.
Verfahren nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, dass die Reflektionsmessung Messungen (1) der Winkelkoordinate mindestens eines Punktes des mindestens einen Rotorblattes in einem mit dem Rotor oder der Rotorwelle mitdrehenden und in der Rotationsebene des Rotors liegenden System umfasst.
Verfahren nach einem der vorgehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass aus den Reflektionsmessungen jeweils für ein Rotorblatt bei jeder Passage durch das Messfeld mindestens ein Mittelwert (2) gebildet wird und dieser mindestens eine Mittelwert (2) als ein bis zur Ausgabe des nächsten Mittelwertes (2) gehaltenes Signal (3) ausgegeben wird.
Verfahren nach einem der vorgehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass ein Rotationsüberwachungssignal der Rotorwelle für die Zuordnung einzelner Messwerte (1) zu den Rotorblättern und/oder zur Messung der Winkelkoordinate verwendet wird.
Verfahren nach einem der vorgehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass auf Basis der Reflektionsmessungen, insbesondere auf Basis einer statistischen Auswertung der Einzelmessungen (1), eine Aussage über die Alterung mindestens eines Rotorblattes generiert wird.
Verfahren nach einem der vorgehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass die Änderungen in den Reflektionsmessungen (1) oder deren Mittelwerte (2) ausgewertet werden und auf Basis der Auswertung geeignete Maßnahmen, insbesondere die Abschaltung der Windenergieanlage, veranlasst werden.
Verfahren nach einem der vorgehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass die Änderungen in den Reflektionsmessungen (1) oder deren Mittelwerte (2) ausgewertet werden und auf Basis der Auswertung eine Turbulenzerkennung und/oder Starkwindregelung durchgeführt wird.
Verfahren nach Anspruch 8, dadurch gekennzeichnet, dass in einem ersten Windgeschwindigkeitsbereich auf Basis der der Reflektionsmessungen eine Aussage über die Alterung mindestens eines Rotorblattes generiert wird, und dass in einem zweiten Windgeschwindigkeitsbereich, vorzugsweise mit höheren Windgeschwindigkeiten als im ersten Windgeschwindigkeitsbereich, auf Basis der der Reflektionsmessungen eine Turbulenzerkennung und/oder Starkwindregelung durchgeführt wird.
Vorrichtung zur Überwachung mindestens eines Rotorblattes, insbesondere aller Rotorblätter, einer Windenergieanlage hinsichtlich der Durchbiegung mit mindestens einem an der Windenergieanlage angeordneten Sensor für Reflektionsmessungen an mindestens einem Punkt des mindestens einen Rotorblattes sowie einer Auswerteelektronik, in welcher die von dem wenigstens einen Sensor gemessenen Daten ausgewertet werden und welche auf Basis eines Vergleichs mit mindestens einer kritischen Durchbiegung (K1, K2, K4, K5) geeignete Steuersignale ausgibt, dadurch gekennzeichnet, dass die mindestens eine kritische Durchbiegung (K1, K2, K4, K5) abhängig von der jeweiligen Windlast und/oder der von der Windenergieanlage generierten Leistung definiert ist.
Vorrichtung nach Anspruch 10, dadurch gekennzeichnet, dass die Reflektionsmessungen eine berührungslose Messungen des Abstandes mindestens eines Punktes des mindestens einen Rotorblattes zu einem vorgegebenen Punkt der Windenergieanlage umfassen.
Vorrichtung nach Anspruch 10, dadurch gekennzeichnet, dass die Reflektionsmessungen Messungen (1) der Winkelkoordinate mindestens eines Punktes des mindestens einen Rotorblattes in einem mit dem Rotor oder der Rotorwelle mitdrehenden und in der Rotationsebene des Rotors liegenden System umfassen.
Vorrichtung nach Anspruch 11, dadurch gekennzeichnet, dass zur Abstandsmessung ein Laser vorgesehen ist, der insbesondere so eingerichtet ist beziehungsweise bei dem eine nachgeschaltet Elektronik so eingerichtet ist, dass nur Abstandswerte in einem bestimmten Abstandsbereich gemessen werden.
Vorrichtung nach einem der Ansprüche 10 bis 13, dadurch gekennzeichnet, dass eine Mittelwertbildungselektronik vorgesehen ist, die aus den Reflektionsmessungen (1) jeweils für ein Rotorblatt bei jeder Passage durch das Messfeld des mindestens einen Sensors mindestens einen Mittelwert (2) bildet und diesen Mittelwert (2) bis zur Ausgabe des nächsten Mittelwertes (2) als gehaltenes Signal (3) an die Auswerteelektronik gibt.
Vorrichtung nach Anspruch einem der Ansprüche 10 bis 14, dadurch gekennzeichnet, dass eine Rotationsüberwachungseinrichtung der Rotorwelle vorgesehen ist, und dass die Auswerteelektronik und/oder die Mittelwertbildungselektronik so eingereichtet ist/sind, dass sie für die Zuordnung einzelner Messwerte (1) zu den Rotorblättern und/oder der Messung der Winkelkoordinate zumindest unter anderem das Signal der Rotationsüberwachungseinrichtung verwendet/verwenden.
Vorrichtung nach einem der Ansprüche 10 bis 15, dadurch gekennzeichnet, dass die Auswerteelektronik so eingerichtet ist, dass sie auf Basis der Reflektionsmessungen (1), insbesondere auf Basis einer statistischen Auswertung der Einzelmessungen (1), eine Aussage über die Alterung mindestens eines Rotorblattes generiert.
Vorrichtung nach einem der Ansprüche 10 bis 16, dadurch gekennzeichnet, dass die Auswerteelektronik so eingerichtet ist, dass sie die Änderungen in den Reflektionsmessungen (1) oder deren Mittelwerte (2) auswertet und auf Basis der Auswertung geeignete Maßnahmen, insbesondere die Abschaltung der Windenergieanlage, veranlasst.
Vorrichtung nach einem der Ansprüche 10 bis 17, dadurch gekennzeichnet, dass die Auswerteelektronik so eingerichtet ist, dass sie die Reflektionsmessungen (1), deren Änderungen und/oder deren Mittelwerte (2) auswertet und auf Basis der Auswertung eine Turbulenzerkennung durchführt und/oder ein Signal für eine Starkwindregelung erzeugt.
Vorrichtung nach Anspruch 18, dadurch gekennzeichnet, dass die Auswerteelektronik so eingerichtet ist, dass sie in einem ersten Windgeschwindigkeitsbereich auf Basis der Reflektionsmessungen (1) eine Aussage über die Alterung mindestens eines Rotorblattes generiert, und dass sie in einem zweiten Windgeschwindigkeitsbereich, vorzugsweise mit höheren Windgeschwindigkeiten als im ersten Windgeschwindigkeitsbereich, auf Basis der Reflektionsmessungen (1) eine Turbulenzerkennung und/oder Starkwindregelung durchführt.
Vorrichtung nach einem der Ansprüche 10 bis 19, dadurch gekennzeichnet, dass der Laser im nicht sichtbaren Spektrum arbeitet, insbesondere in Klasse 1 IR-Laser ist, und ein zweiter, im sichtbaren Spektrum arbeitender, wahlweise zuschaltbarer Laser vorgesehen ist.
Windenergieanlage mit einer Vorrichtung nach einem der Ansprüche 10 bis 20.