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Gebiet der Erfindung
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Gegenstand der vorliegenden Erfindung sind allgemein Windkraftanlagen und insbesondere ein Verfahren zur Nutzung standortspezifischer Windbedingungen zur Ermittlung, wann eine Spitzeneinrichtung auf einem Rotorblatt einer Windkraftanlage angebaut werden soll.
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Hintergrund der Erfindung
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Windkraft wird als eine der saubersten, umweltfreundlichsten der derzeit zur Verfügung stehenden Energiequellen betrachtet, und Windkraftanlagen haben diesbezüglich erhöhte Beachtung gefunden. Eine moderne Windkraftanlage enthält typischerweise einen Turm, einen Generator, ein Getriebe, eine Gondel und ein oder mehrere Rotorblätter. Die Rotorblätter gewinnen unter Anwendung bekannter Flügelprinzipien kinetische Energie aus dem Wind und wandeln die kinetische Energie in Rotationsenergie um, um eine Welle zu drehen, die die Rotorblätter mit einem Getriebe, oder wenn kein Getriebe verwendet wird, direkt mit dem Generator verbindet. Der Generator wandelt dann die mechanische Energie in elektrische Energie um, die an ein Stromversorgungsnetz geliefert werden kann.
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Um sicherzustellen, dass Windkraft eine nutzbare Energiequelle bleibt, wurden Anstrengungen unternommen, die Energieabgaben durch Modifizieren der Größe und Kapazität von Windkraftanlagen zu erhöhen. Eine derartige Modifikation war die Einfügung einer Spitzeneinrichtung (wie z.B. eines Winglets) an der Spitze jedes Rotorblattes der Windkraftanlage. Im Wesentlichen können Winglets zum Verbessern des Gesamtwirkungsgrades und der Leistung einer Windkraftanlage verwendet werden. Winglets können an Rotorblättern angebaut werden, um den Gesamtdurchmesser der Windkraftanlage zu verringern sowie das von den Blättern emittierte Geräusch zu vermindern. Ferner können Winglets auch für eine Zunahme in dem Leistungskoeffizienten einer Windkraftanlage sorgen und somit die Kosten der von der Windkraftanlage erzeugten Energie verringern.
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Es ist allgemein bekannt, dass Saugseiten-Winglets effizienter als Druckseiten-Winglets sind. Jedoch kann bei Windkraftanlagen mit Rotoren aufwindseitig vor dem Turm die Verwendung von Saugseiten-Winglets sehr problematisch sein. Insbesondere verringert der Anbau eines Saugseiten-Winglets auf einem Rotorblatt den Abstand zwischen der Spitze des Rotorblattes und dem Turm. Eine derartige Verringerung im Turmzwischenraum kann das Risiko, dass ein oder mehrere Rotorblätter den Turm berühren, erheblich vergrößern, was ein sehr kostspieliges Ereignis sein kann, das eine erhebliche Ausfallzeit zur Reparatur und/oder Ersetzung beschädigter Komponenten erfordern kann. Ein mögliches Ergebnis einer Turmberührung kann ebenfalls ein katastrophaler Turmausfall sein.
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Demzufolge wäre ein Verfahren zur Nutzung standortspezifischer Windbedingungen zum Ermitteln, wann eine Spitzeneinrichtung, wie z.B. ein Saugseiten-Winglet oder eine Spitzenverlängerung, auf einem Rotorblatt zur Erhöhung der Gesamtleistung des Blattes ohne erhebliches Vergrößern des Risikos einer Turmberührung angebaut werden kann, in der Technik willkommen.
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Kurzbeschreibung der Erfindung
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Aspekte und Vorteile der Erfindung werden zum Teil in der nachstehenden Beschreibung dargestellt oder können aus der Beschreibung ersichtlich sein oder durch die praktische Ausführung der Erfindung erkannt werden.
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In einem Aspekt beschreibt der vorliegende Erfindungsgegenstand ein Verfahren zur Nutzung standortspezifischer Daten zum Ermitteln, ob eine Spitzeneinrichtung auf einem Rotorblatt einer Windkraftanlage angebaut werden soll. Das Verfahren beinhaltet im Wesentlichen die Überwachung wenigstens einer Windbedingung an einem Windkraftanlagenstandort mittels eines Sensors, die Ermittlung eines tatsächlichen Spitzenauslenkungsschwellenwertes für ein Rotorblatt einer an dem Windkraftanlagenstandort befindlichen Windkraftanlage auf der Basis der wenigstens einen Windbedingung, den Vergleich des tatsächlichen Spitzenauslenkungsschwellenwertes mit einem vorbestimmten Spitzenauslenkungsschwellenwert für das Rotorblatt und die Ermittlung, ob eine Spitzeneinrichtung auf dem Rotorblatt auf der Basis des Vergleichs zwischen dem tatsächlichen Spitzenauslenkungsschwellenwert und dem vorbestimmten Spitzenauslenkungsschwellenwert angebaut werden soll.
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In einem anderen Aspekt beschreibt der vorliegende Erfindungsgegenstand ein Verfahren zur Nutzung standortspezifischer Daten zum Ermitteln, ob ein Saugseiten-Winglet auf einem Rotorblatt einer Windkraftanlage angebaut werden soll. Das Verfahren kann im Wesentlichen die Überwachung wenigstens einer Windbedingung an einem Windkraftanlagenstandort mittels eines Sensors, die Ermittlung eines tatsächlichen Spitzenauslenkungsschwellenwertes für ein Rotorblatt einer an dem Windkraftanlagenstandort befindlichen Windkraftanlage auf der Basis der wenigstens einen Windbedingung, den Vergleich des tatsächlichen Spitzenauslenkungsschwellenwertes mit einem vorbestimmten Spitzenauslenkungsschwellenwert für das Rotorblatt und die Ermittlung beinhalten, ob ein Saugseiten-Winglet auf dem Rotorblatt auf der Basis des Vergleichs zwischen dem tatsächlichen Spitzenauslenkungsschwellenwert und dem vorbestimmten Spitzenauslenkungsschwellenwert angebaut werden soll.
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In einem weiteren Aspekt beschreibt der vorliegende Erfindungsgegenstand ein Verfahren zur Nutzung standortspezifischer Daten zum Ermitteln, ob ein Saugseiten-Winglet auf einem Rotorblatt einer Windkraftanlage angebaut werden soll. Das Verfahren kann im Wesentlichen die Bereitstellung eines Rotorblattes für eine Windkraftanlage mit einem vorbestimmten Spitzenauslenkungsschwellenwert auf der Basis einer Windkraftanlagenklassifizierung für die Windkraftanlage, die Ermittlung eines tatsächlichen Spitzenauslenkungsschwellenwertes für ein Rotorblatt auf der Basis wenigstens eines an einem Standort der Windkraftanlage vorhandenen Windbedingung, den Vergleich des tatsächlichen Spitzenauslenkungsschwellenwertes mit dem vorbestimmten Spitzenauslenkungsschwellenwert für das Rotorblatt und die Ermittlung beinhalten, ob eine Spitzeneinrichtung auf dem Rotorblatt auf der Basis des Vergleichs zwischen dem tatsächlichen Spitzenauslenkungsschwellenwert und dem vorbestimmten Spitzenauslenkungsschwellenwert angebaut werden soll.
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Diese und weitere Merkmale, Aspekte und Vorteile der vorliegenden Erfindung werden durch Bezugnahme auf die nachstehende Beschreibung und die beigefügten Ansprüche besser verständlich. Die beigefügten Zeichnungen, welche in dieser Patentschrift enthalten sind und einen Teil davon bilden, veranschaulichen Ausführungsformen der Erfindung und dienen zusammen mit der Beschreibung zur Erläuterung der Prinzipien der Erfindung.
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Kurzbeschreibung der Zeichnungen
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Eine vollständige und grundlegende Offenlegung der vorliegenden Erfindung einschließlich ihrer besten Ausführungsart, die an den Fachmann gerichtet ist, wird nachstehend in der Patentschrift unter Bezugnahme auf die beigefügten Zeichnungen beschrieben, in welchen:
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1 eine perspektivische Ansicht einer Ausführungsform einer Windkraftanlage darstellt;
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2 ein Flussdiagramm einer Ausführungsform eines Verfahrens zur Verwendung standortspezifischer Windbedingungen zum Ermitteln, wann eine Spitzeneinrichtung auf einem Rotorblatt einer Windkraftanlage angebaut werden soll, darstellt;
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3 eine Teilseitenansicht einer Ausführungsform einer Windkraftanlage darstellt, und dabei insbesondere eines der Rotorblätter der Windkraftanlage in einem nicht-ausgelenkten Zustand und einem ausgelenkten Zustand darstellt;
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4 eine Ausführungsform der in 3 dargestellten Windkraftanlage mit einem an einem der Rotorblätter angebauten Saugseiten-Winglet darstellt; und
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5 eine Ausführungsform der in 3 dargestellt Windkraftanlage mit einer auf einer von den Rotorblättern angebauten Spitzenverlängerung darstellt.
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Detaillierte Beschreibung der Erfindung
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Es wird nun detailliert Bezug auf Ausführungsformen der Erfindung genommen, wovon ein oder mehrere Beispiele in den Zeichnungen dargestellt sind. Jedes Beispiel wird im Rahmen einer Erläuterung der Erfindung und nicht einer Einschränkung der Erfindung bereitgestellt. Tatsächlich dürfte es für den Fachmann ersichtlich sein, dass verschiedene Modifikationen und Änderungen in der vorliegenden Erfindung ohne Abweichung von dem Schutzumfang oder dem Erfindungsgedanken der Erfindung vorgenommen werden können. Beispielsweise können als Teil einer Ausführungsform dargestellte und beschriebene Merkmale bei einer weiteren Ausführungsform genutzt werden, um noch eine weitere Ausführungsform zu erhalten. Somit soll die vorliegende Erfindung derartige Modifikationen und Änderungen abdecken, soweit sie in den Schutzumfang der beigefügten Ansprüche und deren Äquivalente fallen.
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Im Wesentlichen ist der vorliegende Erfindungsgegenstand auf Verfahren zur Nutzung standortspezifischer Winddaten gerichtet, um zu ermitteln, wann eine Spitzeneinrichtung an einem Rotorblatt angebaut werden soll. Insbesondere nutzen die offengelegten Verfahren standortspezifische Winddaten zum Identifizieren, wann die von einem Rotorblatt durchgemachte tatsächliche Spitzenauslenkung von der Auslenkung abweicht, für die das Blatt ausgelegt war. Beispielsweise kann die von einem Rotorblatt während des Betriebs durchgemachte tatsächliche Spitzenauslenkung oft wesentlich geringer als die maximal zulässige Auslenkung sein, und dadurch einen positiven Unterschied oder Auslenkungsspielraum zwischen der tatsächlichen Auslenkung und der maximal zusätzlichen Auslenkung erzeugen. Durch Feststellen, wann ein derartiger Auslenkungsspielraum für eine spezielle Windkraftanlage vorliegt, kann eine Spitzeneinrichtung, die typischerweise zu einer Verringerung in dem Gesamtturmabstand (z.B. bei einem Saugseiten-Winglet oder einer Spitzenverlängerung) führt, an dem Rotorblatt angebaut werden, um dessen Leistung ohne wesentliche Erhöhung der Auftrittswahrscheinlichkeit einer Turmberührung zu verbessern.
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1 stellt eine perspektivische Ansicht einer Ausführungsform einer Windkraftanlage 10 dar. Gemäß Darstellung enthält die Windkraftanlage 10 einen Turm 12, der sich von einer Stützoberfläche 14 aus erstreckt, eine auf dem Turm 12 montierte Gondel 16 und einen mit der Gondel 16 verbundenen Rotor 18. Der Rotor 18 enthält eine drehbare Nabe 20 und wenigstens ein mit der Nabe 20 verbundenes und sich daraus erstreckendes Rotorblatt 22. Gemäß Darstellung enthält der Rotor 18 drei Rotorblätter 22. Jedoch kann der Rotor 18 in einer alternativen Ausführungsform mehr oder weniger als drei Rotorblätter 22 enthalten. Die Rotorblätter 22 können im Abstand um die Nabe 20 herum angeordnet sein, um zu ermöglichen, dass der rotierende Rotor 18 kinetische Energie aus dem Wind in nutzbare mechanische Energie und anschließend in elektrische Energie überträgt.
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Die Windkraftanlage 10 kann an einem Windkraftanlagenstandort 24 angeordnet sein. Gemäß Darstellung enthält der Windkraftanlagenstandort 24 nur eine Windkraftanlage 10. Jedoch kann in anderen Ausführungsformen eine beliebige Anzahl von Windkraftanlagen 10 an dem Windkraftanlagenstandort 24 angeordnet sein. Beispielsweise kann der Windkraftanlagenstandort 24 einer Windkraftanlagen-Farm mit mehreren Windkraftanlagen 10 entsprechen.
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Weiterhin kann gemäß 1 die Windkraftanlage 10 auch ein Anlagensteuersystem oder eine in der Zelle 16 zentralisierte Anlagensteuerung 26 enthalten. Es dürfte jedoch auch erkennbar sein, dass die Anlagensteuerung 26 an jedem Ort auf oder in der Windkraftanlage 10, an einer beliebigen Stelle auf der Stützoberfläche 14 oder generell an einem beliebigen Ort angeordnet sein kann. Die Steuerung 26 kann im Wesentlichen dafür eingerichtet sein, die verschiedenen Betriebsmodi (z.B. Anfahr- oder Herunterfahr-Sequenzen) und/oder die Komponenten der Windkraftanlage 10 zu steuern. Beispielsweise kann die Steuerung 26 dafür eingerichtet sein, einen Anstellwinkel oder die Blattanstellung von jedem der Rotorblätter 22 (d.h., den Winkel, der eine Perspektive der Rotorblätter 22 in Bezug auf die Richtung 26 des Windes bestimmt) einzustellen, indem, indem eine Winkelposition von wenigstens einem der Rotorblätter 22 in Bezug auf den Wind eingestellt wird.
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Es dürfte erkennbar sein, dass die Anlagensteuerung 26 im Allgemeinen jede geeignete Verarbeitungseinheit, wie z.B. einen Computer oder irgendeine andere geeignete Berechnungseinheit aufweisen kann. Somit kann die Anlagensteuerung 26 in verschiedenen Ausführungsformen einen oder mehrere Prozessoren und zugeordnete Speichervorrichtungen enthalten, die dafür eingerichtet sind, eine Vielfalt Computerimplementierter Funktionen auszuführen. So wie hierin verwendet, bezieht sich der Begriff "Prozessor" nicht nur auf laut Fachgebiet in einen Computer enthaltene integrierte Schaltungen, sondern bezieht sich auch auf eine Steuerung, eine Mikrosteuerung, einen Mikrocomputer, eine programmierbare Logiksteuerung (PLC), eine anwendungsspezifische integrierte Schaltung und andere programmierbare Schaltungen. Zusätzlich können das bzw. die Speicherelement(e) der Anlagensteuerung 26 im Wesentlichen eine oder mehrere Speicherelemente aufweisen, welche, jedoch nicht darauf beschränkt, ein computerlesbares Medium (z.B. einen Arbeitsspeicher (RAM)), ein computerlesbares nicht-flüchtiges Medium (z.B. ein Flash-Speicher), eine Floppy Disk, einen Compact Disc Nur-Lese-Speicher (CD-ROM), eine magnetooptische Platte (MOD), eine digitale vielseitige Platte (DVD) und/oder andere geeignete Speicherelemente umfassen. Derartige Speichervorrichtungen können im Wesentlichen dafür eingerichtet sein, geeignete computerlesbare Anweisungen zu speichern, die, wenn sie durch den bzw. die Prozessoren implementiert werden, die Anlagensteuerung 26 so anpassen, dass sie verschiedene Funktionen ausführt, einschließlich, jedoch nicht darauf beschränkt, Überwachen eines oder mehrerer Windzustände am Anlagenstandort 24 und Ermitteln der Spitzenauslenkung der Rotorblätter auf der Basis der Windbedingungen am Windkraftanlagenstandort 24. Zusätzlich kann die Steuerung 26 auch verschiedene Eingabe/Ausgabe-Kanäle zum Empfangen von Eingangssignalen aus Sensoren und/oder anderen Messvorrichtungen und zum Senden von Steuersignalen an die verschiedenen Komponenten der Windkraftanlage 10 enthalten.
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Gemäß weiterer Bezugnahme auf 1 trifft während des Betriebs der Windkraftanlage 10 Wind auf die Rotorblätter 22 aus der Richtung 28 aus, was eine Drehung des Rotors 18 um eine Rotationsachse 32 bewirkt. Während die Rotorblätter 22 gedreht und Zentrifugalkräften unterworfen sind, können die Rotorblätter 22 auch verschiedenen Kräften und Biegemomenten unterworfen sein. Somit können sich die Rotorblätter 22 aus einer neutralen oder nicht-ausgelenkten Position in eine ausgelenkte oder belastete Position auslenken und dadurch den Abstand oder Turmzwischenraum 34 zwischen jedem Rotorblatt 22 und dem Turm 12 verringern.
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Um die Auftrittswahrscheinlichkeit einer Turmberührung zu verhindern, sind Rotorblätter 22 typischerweise mit ausreichender Steifigkeit ausgelegt, sodass die maximale Auslenkung jedes Blattes kleiner als ein vorbestimmter Auslenkungsschwellenwert ist. Beispielsweise darf gemäß dem (von der International Electro Technical Commission entwickelten und veröffentlichten) Internationalen Standard IEC-64100 die maximale Spitzenauslenkung eines Rotorblattes 22 70% des statischen Turmzwischenraumes (d.h. des Turmzwischenraums 34, der zwischen den Rotorblättern 22 und dem Turm 12 definiert ist, wenn die Windturbine 10 nicht arbeitet) nicht überschreiten. Somit müssen Rotorblätter, die in Windkraftanlagen 10 eingebaut sind, die gemäß diesem Standard arbeiten, so ausgelegt sein, dass selbst unter extremen Windbedingungen die maximale Spitzenauslenkung jedes Blattes 22 nicht den Auslenkungsschwellenwert überschreitet. Dieses wird oft erreicht, indem die Rotorblätter 22 auf der Basis einer speziellen Windkraftanlage-Klassifizierung ausgelegt werden. Insbesondere kann unter IEC-64100 eine Windkraftanlage 10 einer von drei Klassifikationen auf der Basis der erwarteten Betriebsbedingungen der Windkraftanlage 10 zugeordnet sein, welche, jedoch nicht beschränkt, die jährliche durchschnittliche Geschwindigkeit und die Windgeschwindigkeiten von beliebigen extremen Windböen, die über eine spezielle Periode (z.B. 50 Jahre) auftreten können, beinhalten. Beispielsweise kann eine Windkraftanlage der Klasse 1 so ausgelegt sein, dass sie bei jährlichen Durchschnittswindgeschwindigkeiten von 10 m/s arbeitet, und kann so angepasst sein, dass sie einer extremen 50-Jahres-Windböe von 70 m/s widersteht, während eine Windkraftanlage der Klasse 3 so ausgelegt sein kann, dass sie bei jährlichen Durchschnittswindgeschwindigkeiten von 7,5 m/s arbeitet und so angepasst ist, dass sie einer extremen 50-Jahres-Böe von 52,5 m/s widersteht. Demzufolge kann aufgrund des Unterschiedes in den Windbedingungen ein für eine Windkraftanlage der Klasse 1 ausgelegtes Rotorblatt 22 steifer sein als ein für eine Windkraftanlage der Klasse 3 ausgelegtes Rotorblatt 22, um die maximale Spitzenauslenkung für das Rotorblatt unter 70% des statischen Turmzwischenraumes gemäß Erfordernis durch den Internationalen Standard einzuhalten.
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In 2 ist in einer Ausführungsform ein Verfahren 100 zur Nutzung standortspezifischer Winddaten zur Ermittlung, ob eine Spitzeneinrichtung an einem Rotorblatt 22 einer Windkraftanlage angebaut werden soll, dargestellt. Gemäß Darstellung beinhaltet das Verfahren 100 die Überwachung wenigstens einer Windbedingung an einem Windkraftanlagenstandort 102 mittels eines Sensors, die Ermittlung eines tatsächlichen Spitzenauslenkungsschwellenwertes für ein Rotorblatt einer an dem Windkraftanlagenstandort befindlichen Windkraftanlage auf der Basis der wenigstens einen Windbedingung 104, den Vergleich des tatsächlichen Spitzenauslenkungsschwellenwertes mit einem vorbestimmten Spitzenauslenkungsschwellenwert für das Rotorblatt 106, und die Ermittlung, ob eine Spitzeneinrichtung auf dem Rotorblatt auf der Basis des Vergleichs zwischen dem tatsächlichen Spitzenauslenkungsschwellenwert und dem vorbestimmten Spitzenauslenkungsschwellenwert 108 angebaut werden soll.
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Insbesondere haben die Erfinder des vorliegenden Erfindungsgegenstandes herausgefunden, dass Rotorblätter 22 oft dafür ausgelegt sind, höheren Windbedingungen zu widerstehen, als denjenigen, die tatsächlich an dem Standort 24 vorhanden sind, an welchem die Windkraftanlage 10 aufgestellt ist. Demzufolge ist die von den Rotorblättern 22 während des Betriebs durchgemachte tatsächliche Auslenkung oft wesentlich geringer als die Auslenkung, für welche die Rotorblätter 22 ausgelegt wurden, und erzeugen damit einen positiven Unterschieds- oder Auslenkungsspielraum zwischen der tatsächlichen Auslenkung und der maximalen zulässigen Auslenkung. Indem festgestellt wird, wann ein derartiger Auslenkungsspielraum für eine spezielle Windkraftanlage 10 vorliegt, kann eine Spitzeneinrichtung auf einem Rotorblatt 22 angebaut werden, um dessen Gesamtleistung zu verbessern, ohne die Wahrscheinlichkeit zu erhöhen, dass das Blatt 22 des Windkraftanlagenturms 12 berührt.
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In 102 kann wenigstens ein Windzustand an dem Standort 24 einer Windkraftanlage 10 unter Verwendung eines Sensors überwacht werden. Im Wesentlichen können die Windbedingungen an einem Windkraftanlagenstandort 24 unter Verwendung beliebiger geeigneter Winddaten überwacht werden, die an dem Standort 24 unter Verwendung beliebiger geeigneter Sensoren und/oder im Fachgebiet bekannter Messeinrichtungen erfasst werden können. Beispielsweise können in verschiedenen Ausführungsformen Windgeschwindigkeitsmessungen an dem Windkraftanlagenstandort 24 vorgenommen werden, um die Überwachung verschiedener Windbedingungen zu ermöglichen. In derartigen Ausführungsformen kann ein Windgeschwindigkeitssensor 148 (drei bis fünf) wie z.B. ein Anemometer oder eine andere geeignete Messvorrichtung an dem Windkraftanlagenstandort 24 angeordnet sein, indem er beispielsweise an einem Abschnitt der Windkraftanlage 10 (z.B. der Gondel 16) befestigt ist, oder indem er an irgendeiner anderen geeigneten Stelle des Windkraftanlagenstandortes 24 angeordnet ist, um die Ausführung von Windgeschwindigkeitsmessungen zu ermöglichen. Zusätzlich kann der Windgeschwindigkeitssensor 148 in einer Ausführungsform übertragungstechnisch (z.B. über eine drahtgebundene oder drahtlose Verbindung) mit der Turbinensteuerung 26 (1) gekoppelt sein, um die Übertragung von Windgeschwindigkeitsmessungen an die Steuerung 26 für eine anschließende Speicherung und/oder Analyse zu ermöglichen. Jedoch kann der Windgeschwindigkeitssensor 148 in weiteren Ausführungsformen übertragungstechnisch mit irgendeiner anderen geeigneten Verarbeitungseinheit gekoppelt sein, die in der Lage ist, die Windgeschwindigkeitsmessungen aufzuzeichnen und/oder zu analysieren.
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Die von dem Windgeschwindigkeitssensor 148 bereitgestellten Windgeschwindigkeitsmessungen können im Wesentlichen zum Berechnen der tatsächlichen und/oder vorhergesagten Windbedingungen für den Windkraftanlagenstandort 24 verwendet werden. Beispielsweise können eine durchschnittliche Windgeschwindigkeit und/oder eine Windgeschwindigkeitsverteilung (z.B. die Verteilung oder das Profil der Windgeschwindigkeit über eine längere Zeitperiode) an dem Windkraftanlagenstandort 24 unter Verwendung der Windgeschwindigkeitsmessungen berechnet werden. Insbesondere können die Windböen (z.B. kurzzeitige Änderungen in der Windgeschwindigkeit) und/oder eine Turbulenzintensität (d.h. das Verhältnis der Windgeschwindigkeits-Standardabweichung zu der mittleren Windgeschwindigkeit über eine spezifische Zeitdauer hinweg) an dem Windkraftanlagenstandort 24 ebenfalls durch Überwachung von Veränderungen in der Windgeschwindigkeit ermittelt werden.
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In 104 kann ein tatsächlicher Spitzenauslenkungsschwellenwert für ein Rotorblatt 22 einer an dem Windkraftanlagenstandort 24 befindlichen Windkraftanlage 10 auf der Basis überwachter Windbedingungen ermittelt werden. So wie hierin verwendet, bezieht sich der Begriff "tatsächlicher Spitzenauslenkungswert" auf einen Auslenkungsgrenzwert, der dem maximalen Betrag der Spitzenauslenkung entspricht, die tatsächlich auf einem Rotorblatt 22 auf der Basis von an einem speziellen Windkraftanlagenstandort 24 vorhandenen Windbedingungen auftreten kann. Beispielsweise stellt 3 eine Teilseitenansicht einer Ausführungsform einer Windkraftanlage 10 dar, welche insbesondere ein Rotorblatt 22 der Windkraftanlage 10 in einem nicht-ausgelenkten Zustand und einem (durch eine gestrichelte Linie 122 dargestellten) ausgelenkten Zustand zeigt. Wie dargestellt ist, wenn das Rotorblatt 22 sich in einem nicht-ausgelenkten Zustand befindet, ein maximaler Turmzwischenraum 140 zwischen dem Rotorblatt 22 und dem Turm 12 definiert. Jedoch ist, wenn das Rotorblatt 22 den maximalen Windbedingungen für den Windkraftanlagenstandort ausgesetzt ist, eine Spitze 142 des ausgelenkten Rotorblattes 122 an einer maximalen Auslenkungsposition angeordnet, die dem (durch die gestrichelte Linie 144 angezeigten) tatsächlichen Spitzenauslenkungsschwellenwert entspricht. Somit wird selbst unter den extremsten Windbedingungen für den Windkraftanlagenstandort 24 ein minimaler Turmzwischenraum 146 zwischen dem tatsächlichen Spitzenauslenkungsschwellenwert 144 und dem Turm 12 eingehalten.
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In verschiedenen Ausführungsformen kann der tatsächliche Spitzenauslenkungsschwellenwert 144 für ein Rotorblatt 22 ermittelt werden, indem die überwachten Windbedingungen an dem Windkraftanlagenstandort 24 analysiert werden. Insbesondere kann durch Überwachung der standortspezifischen Windbedingungen die maximale Spitzenauslenkung für ein Rotorblatt 22 auf der Basis der tatsächlichen und/oder angenommenen Belastung berechnet werden, die an dem Blatt 22 als eine Folge der Windbedingungen vorhanden ist und/oder auftreten kann. Jedoch wird der Fachmann erkennen, dass verschiedene weitere Betriebsbedingungen und/oder Parameter (z.B. Nabenhöhe, Blattausgestaltung und dergleichen) ebenfalls berücksichtigt werden können, wenn der tatsächliche Spitzenauslenkungsschwellenwert 144 eines Rotorblattes 22 bestimmt wird.
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In verschiedenen Ausführungsformen können die von dem Windgeschwindigkeitssensor 148 gelieferten Windgeschwindigkeitsmessungen die Berechnung und/oder Vorhersage der maximalen Windbedingungen für einen speziellen Windkraftanlagenstandort 24 ermöglichen. Insbesondere können, wie allgemein bekannt, die maximale Windgeschwindigkeit und/oder die maximale Windböe, die an einem Windkraftanlagenstandort 24 auftreten, (beispielsweise unter Verwendung des Windgeschwindigkeitssensors 148) direkt gemessen und unter Verwendung verschiedener beobachteter Windbedingungen an den Windkraftanlagenstandort 24 einschließlich, jedoch nicht darauf beschränkt, der durchschnittlichen Windgeschwindigkeit und/oder der Windgeschwindigkeitsverteilung berechnet und/oder vorhergesagt werden. Beispielsweise kann in verschiedenen Ausführungsformen die maximale Windgeschwindigkeit und/oder die maximale Windböe für einen Windkraftanlagenstandort 24 als eine Funktion der durchschnittlichen Windgeschwindigkeit berechnet werden, indem beispielsweise die durchschnittliche Windgeschwindigkeit mit einem vorbestimmten Faktor und/oder Prozentsatz multipliziert wird. In einer weiteren Ausführungsform können die maximale Windgeschwindigkeit und/oder eine maximale Windböe für einen Windkraftanlagenstandort 24 auf der Basis einer Wahrscheinlichkeitsanalyse berechnet werden, indem beispielsweise die Wahrscheinlichkeit des Auftretens einer speziellen Windgeschwindigkeit und/oder Windböe auf der Basis der durchschnittlichen Windgeschwindigkeit und/oder der Windgeschwindigkeitsverteilung an dem Standort 24 analysiert wird. Es dürfte erkennbar sein, dass in alternativen Ausführungsformen die maximalen Windbedingungen für einen Windkraftanlagenstandort 24 unter Verwendung anderer geeigneter Windbedingungen und/oder im Fachgebiet bekannter Berechnungsverfahren ermittelt werden können.
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Unabhängig davon kann, sobald die maximalen Windbedingungen für einen Windkraftanlagenstandort 24 ermittelt sind, die maximale Belastung, die auf jedem Rotorblatt 22 aufgrund derartiger extremer Windbedingungen auftreten kann, berechnet werden, welche dann zum Ermitteln der maximalen Spitzenauslenkung für jedes Blatt 22 verwendet werden kann. Es dürfte erkennbar sein, dass die Entwicklung von Gleichungen, Modellen, Übertragungsfunktionen und dergleichen zum Korrelieren der maximalen Windbedingungen eines Windkraftanlagenstandortes 24 zu der maximalen Auslenkung eines Rotorblattes 22 innerhalb des Kenntnisbereichs des Fachmanns liegen und somit hierin nicht beschrieben werden müssen.
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Zusätzlich dürfte erkennbar sein, dass in verschiedenen Ausführungsformen die maximale Spitzenauslenkung und somit der tatsächliche Spitzenauslenkungsschwellenwert 144 automatisch unter Verwendung der Turbinensteuerung 26 und/oder irgendeiner anderen geeigneten Verarbeitungseinheit (wie z.B. einem getrennten Computer oder einer Computervorrichtung, die an dem Windkraftanlagenstandort 24 oder entfernt davon aufgestellt ist). Beispielsweise kann wie vorstehend angegeben, der Windgeschwindigkeitssensor 148 übertragungstechnisch mit der Turbinensteuerung 26 und/oder einer anderen Verarbeitungseinheit gekoppelt sein, um die Übertragung von Windgeschwindigkeitsmesswerten an die Steuerung 26 und/oder eine andere Verarbeitungseinheit zu ermöglichen. In einer derartigen Ausführungsform können die Steuerung 26 und/oder eine andere Verarbeitungseinheit mit geeigneten Gleichungen, Modellen, Übertragungsfunktionen und dergleichen (z.B. gespeichert als computerlesbare Instruktionen auf den Speicherelementen der Steuerung/Verarbeitungseinrichtung) versehen sein, die, wenn sie implementiert sind, die Steuerung 26 und/oder andere Verarbeitungseinheit dafür einrichten, die Windgeschwindigkeitsmessungen mit dem tatsächlichen Spitzenauslenkungsschwellenwert 144 zu korrelieren.
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Zurückkehrend zu 2 kann in 106 der vorstehend ermittelte tatsächliche Spitzenauslenkungsschwellenwert 144 mit einem vorbestimmten Spitzenauslenkungsschwellenwert für die Windkraftanlage 10 verglichen werden. So wie hierin verwendet, bezieht sich der Begriff "vorbestimmter Spitzenauslenkungsschwellenwert" auf einen Auslenkungsgrenzwert, der der maximalen zulässigen Spitzenauslenkung entspricht, die auf der Basis der Rotorblattkonstruktion ohne erhebliches Vergrößern des Risikos einer Turmberührung angenommen werden kann. Beispielsweise kann, wie vorstehend beschrieben, eine Windkraftanlage 10 oft einer von drei Windkraftanlagen-Klassifizierungen gemäß internationalem Standard zugeordnet sein, wobei die Rotorblätter 22 einer derartigen Anlage dafür ausgelegt sind, eine Blattauslenkung unter einem vorbestimmten Schwellenwert für die für die zugewiesene Klassifizierung ausgelegten speziellen Windbedingungen einzuhalten. In derartigen Fällen kann ein vorbestimmter Spitzenauslenkungsschwellenwert im Wesentlichen so gewählt sein, dass er dem durch diese Standards definierten vorbestimmten Schwellenwert entspricht. Beispielsweise kann gemäß Darstellung in 3 in einer Ausführungsform der (durch die gestrichelte Linie 150 dargestellte) vorbestimmte Spitzenauslenkungsschwellenwert als 70 % des statischen Zwischenraums für die Windkraftanlage 10 gemäß dem Internationalen Standard IEC-64100 definiert sein. Jedoch dürfte erkennbar sein, dass in alternativen Ausführungsformen der vorbestimmte Spitzenauslenkungsschwellenwert 150 irgendeinem anderen geeigneten Auslegungsstandard entsprechen kann, der dazu genutzt werden kann, um zulässige Rotorblattauslenkungen und/oder Turmzwischenräume zu definieren.
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Gemäß weiterem Bezug auf 2 kann in 108 ermittelt werden, ob eine Spitzeneinrichtung an einem oder mehreren von den Rotorblättern 22 einer Windkraftanlage 10 auf der Basis des Vergleichs des tatsächlichen Spitzenauslenkungsschwellenwertes 144 und des vorbestimmten Spitzenauslenkungsschwellenwertes 150 anzubauen ist. Insbesondere kann in verschiedenen Ausführungsformen, ob eine Spitzeneinrichtung auf den Rotorblättern 22 angebaut werden soll, auf der Basis ermittelt werden, ob ein Auslenkungsspielraum zwischen dem tatsächlichen Spitzenauslenkungsschwellenwert 144 und dem vorbestimmten Spitzenauslenkungsschwellenwert 150 vorliegt. Beispielsweise ist gemäß Darstellung in 3 aufgrund dessen, dass die Rotorblätter 22 der Windkraftanlage 10 dafür ausgelegt sind, höheren Windbedingungen zu widerstehen, als denjenigen, die tatsächlich an dem Windkraftanlagenstandort 24 vorhanden sind, der tatsächliche Spitzenauslenkungsschwellenwert 144 weiter weg von dem Turm 12 als der vorbestimmte Spitzenauslenkungsschwellenwert 150 angeordnet. Demzufolge liegt ein Unterschieds- oder Auslenkungsspielraum 152 zwischen dem tatsächlichen Spitzenauslenkungsschwellenwert 144 und dem vorbestimmten Spitzenauslenkungsschwellenwert 150 vor, der einem zusätzlichen Abstand entspricht, über welchen die Rotorblätter 22 auslenken können, bevor sie den vorbestimmten Spitzenauslenkungsschwellenwert 152 überschreiten. Somit kann gemäß Aspekten des vorliegenden Erfindungsgegenstandes eine Spitzeneinrichtung, die zum Verbessern des Gesamtverhaltens der Windkraftanlage 10 ausgelegt ist, an einem oder mehreren von den Rotorblättern 22 angebaut werden, um den Vorteil des Vorliegens des Auslenkungsspielraumes 152 zu nutzen, ohne die Auftrittswahrscheinlichkeit einer Turmberührung zu erhöhen.
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Beispielsweise kann in verschiedenen Ausführungsformen ein Saugseiten-Winglet an einem oder mehreren von den Rotorblättern 22 einer Windkraftanlage 10 angebaut werden, wenn festgestellt wird, dass ein Auslenkungsspielraum 152 vorliegt. Insbesondere stellt 4 eine Teilseitenansicht einer Ausführungsform der in 3 dargestellten Windkraftanlage mit einem an einem ihrer Rotorblätter 22 angebauten Saugseiten-Winglet 154 dar und stellt dabei insbesondere das Rotorblatt 22 in einem nicht-ausgelenkten Zustand und einem ausgelenkten Zustand (dargestellt durch die gestrichelte Linie 122) dar. Gemäß Darstellung erstreckt sich das Winglet 154 im Wesentlichen zu dem Turm 12 über einen (von einer Längs- oder Anstellachse 30 (1) des Rotorblattes zu der Wingletspitze 158 gemessenen) Abstand oder eine Höhe 156, der gleich oder kleiner als der durch den Auslenkungsspielraum 152 definierte Abstand ist. Somit kann, wenn das Rotorblatt 22 den maximalen Windbedingungen an dem Windkraftanlagenstandort 24 unterworfen wird, die maximale Spitzenauslenkung des ausgelenkten Rotorblattes 122 auf einem Pegel gehalten werden, der gleich oder kleiner als der vorbestimmte Spitzenablenkungsschwellenwert 150 ist. Somit können die zahlreichen Vorteile eines Saugseiten-Winglets 154 (z.B. eine Erhöhung des Leistungskoeffizienten und eine Verringerung im Widerstand und im Geräusch) erzielt werden, ohne die Wahrscheinlichkeit des Auftrittes einer Turmberührung signifikant zu erhöhen.
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Es dürfte erkennbar sein, dass in alternativen Ausführungsformen jede andere geeignete Spitzeneinrichtung an einem oder mehreren von den Rotorblättern 22 einer Windkraftanlage 10 angebaut werden können, um den Vorteil des Vorliegens eines Auslenkungsspielraumes 152 zu nutzen. 5 stellt eine Teilseitenansicht einer Ausführungsform der in 3 dargestellten Windkraftanlage mit einer auf deren Rotorblättern 22 angebauten Spitzenverlängerung 160 dar, und stellt dabei insbesondere das Rotorblatt 22 in einem nicht-ausgelenkten Zustand und in einem (durch die gestrichelte Linie 122 dargestellten) ausgelenkten Zustand dar. Wie allgemein bekannt, kann der Anbau einer Spitzenverlängerung 160 die effektive Länge des Rotorblattes erhöhen und dadurch die Fähigkeit des Blattes zum Erfassen von Energie aus dem Wind verbessern. Jedoch führt die zusätzliche Länge auch zu einer erhöhten Belastung des Rotorblattes 22 und erhöht dadurch die Auslenkung des Rotorblattes. Somit muss in verschiedenen Ausführungsformen eine Länge 162 der Spitzenverlängerung 160 (gemessen von einer ursprünglichen Spitzenstelle 164 des Rotorblattes 22) so gewählt werden, dass die Gesamtzunahme in der Blattauslenkung gleich oder kleiner als der durch den Auslenkungsspielraum 152 definierte Abstand ist. Somit kann, wenn das Rotorblatt 22 den maximalen Windbedingungen an dem Windkraftanlagenstandort 24 ausgesetzt wird, die maximale Spitzenablenkung des Rotorblattes 22 auf einem Pegel gehalten werden, der gleich oder kleiner als der vorbestimmte Spitzenauslenkungsschwellenwert 150 ist. Somit können die verschiedenen Vorteile des Anbaus einer Spitzenverlängerung 160 auf einem Rotorblatt 22 (z.B. eine Erhöhung in der Energieerzeugung) erreicht werden, ohne die Auftrittswahrscheinlichkeit einer Turmberührung signifikant zu erhöhen.
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Es dürfte erkennbar sein, dass die hierin beschriebenen Spitzeneinrichtungen 154, 160 auf den Rotorblättern 22 einer Windkraftanlage 10 unter Verwendung beliebiger geeigneter Anbaueinrichtungen und/oder im Fachgebiet bekannter Verfahren angebaut werden können. Beispielsweise kann in einigen Ausführungsformen ein Außenabschnitt des Rotorblattes 22 einschließlich der Blattspitze von dem Blatt 22 entfernt und durch die Spitzeneinrichtung 154, 160 ersetzt werden. In einer weiteren Ausführungsform kann die Spitzeneinrichtung 150, 164 an und/oder oder über der vorhandenen Blattspitze des Rotorblattes 22 angebaut werden.
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Es dürfte auch erkennbar sein, dass in einigen Ausführungsformen der Vergleich zwischen dem tatsächlichen Spitzenauslenkungsschwellenwert 144 und dem vorbestimmten Spitzenauslenkungsschwellenwert 150 und die Ermittlung, ob eine Spitzeneinrichtung 154, 160 eingebaut werden soll, automatisch unter Verwendung der Turbinensteuerung 26 und/oder irgendeiner anderen geeigneten Verarbeitungseinheit (wie z.B. eines getrennten Computers oder einer Computereinrichtung), die an dem und/oder entfernt von dem Windkraftanlagenstandort 24 angeordnet ist, ausgeführt werden kann. Beispielsweise können die Steuerung 26 und/oder die andere Verarbeitungseinheit mit geeigneten Modellen, mit einer Entscheidungslogik und dergleichen (z.B. gespeichert als computerlesbaren Instruktionen auf den Speicherelementen der Steuerung/Verarbeitungseinheit) versehen sein, die, wenn sie implementiert werden, die Steuerung 26 und/oder die andere Verarbeitungseinheit dafür einrichten, den tatsächlichen Spitzenauslenkungsschwellenwert 144 mit dem vorbestimmten Spitzenauslenkungsschwellenwert 150 zu vergleichen und zu ermitteln, ob eine Spitzeneinrichtung 154, 160 an einem oder mehreren von den Rotorblättern 22 einer Windkraftanlage 10 eingebaut werden soll.
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Zusätzlich dürfte erkennbar sein, dass in einigen Ausführungsformen der vorliegende Erfindungsgegenstand auch auf ein Verfahren zum Nutzen standortspezifischer Daten zum Ermitteln ausgerichtet ist, ob ein Saugseiten-Winglet 152 an einem Rotorblatt 22 einer Windkraftanlage 10 anzubauen ist. Beispielsweise kann das Verfahren eine Beobachtung mit einem Sensor (z.B. einem Windgeschwindigkeitssensor 148) wenigstens einer Windbedingung an dem Windkraftanlagenstandort 24, die Ermittlung eines tatsächlichen Spitzenauslenkungsschwellenwertes 144 für das Rotorblatt 22 einer sich an dem Standort 24 befindlichen Windkraftanlage 10, auf der Basis der wenigstens einen Windbedingung, den Vergleich des tatsächlichen Spitzenauslenkungsschwellenwertes 144 mit einem vorbestimmten Spitzenauslenkungsschwellenwert 150 für das Rotorblatt 22 und die Ermittlung, ob das Saugseiten-Winglet 154 auf dem Rotorblatt 22 auf der Basis des Vergleichs zwischen dem tatsächlichen Spitzenauslenkungsschwellenwert 144 und dem vorbestimmten Spitzenauslenkungsschwellenwert 155 anzubauen ist, beinhalten.
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Weiterhin ist in weiteren Ausführungsformen der vorliegende Erfindungsgegenstand auch auf ein Verfahren zur Nutzung standortspezifischer Verfahren zur Ermittlung gerichtet, ob eine Spitzeneinrichtung an einem Rotorblatt einer Windkraftanlage angebaut werden soll, wobei das Verfahren die Bereitstellung eines Rotorblattes 22 für eine Windkraftanlage 10 mit einem vorbestimmten Spitzenauslenkungsschwellenwert 150 auf der Basis einer Windkraftanlagen-Klassifizierung für die Windkraftanlage, (z.B. die durch internationalen Standard IEC 64100 zugeordnete Klassifizierung), die Ermittlung eines tatsächlichen Spitzenauslenkungsschwellenwertes 144 für das Rotorblatt 22 auf der Basis wenigsten einer am Windkraftanlagenstandort 24 vorhandenen Windbedingung, den Vergleich des tatsächlichen Spitzenauslenkungsschwellenwertes 144 mit dem vorbestimmten Spitzenauslenkungsschwellenwert 150, und die Ermittlung beinhaltet, ob eine Spitzeneinrichtung, (z.B. ein Saugseiten-Winglet oder eine Spitzenverlängerung 160) an dem Rotorblatt 22 auf der Basis des Vergleichs zwischen dem tatsächlichen Spitzenauslenkungsschwellenwert 144 und dem vorbestimmten Spitzenauslenkungsschwellenwert 150 angebaut werden soll.
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Diese Beschreibung nutzt Beispiele, um die Erfindung einschließlich ihrer besten Ausführungsart offenzulegen, und um auch jedem Fachmann zu ermöglichen, die Erfindung einschließlich der Herstellung und Nutzung aller Elemente und Systeme und der Durchführung aller einbezogenen Verfahren in die Praxis umzusetzen. Der patentfähige Schutzumfang der Erfindung ist durch die Ansprüche definiert und kann weitere Beispiele umfassen, die für den Fachmann ersichtlich sind. Derartige weitere Beispiele sollen in dem Schutzumfang der Erfindung enthalten sein, sofern sie strukturelle Elemente besitzen, die sich nicht von dem Wortlaut der Ansprüche unterscheiden, oder wenn sie äquivalente strukturelle Elemente mit unwesentlichen Änderungen gegenüber dem Wortlaut der Ansprüche enthalten.
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Es wird ein Verfahren zur Nutzung standortspezifischer Daten zum Ermitteln, ob eine Spitzeneinrichtung auf einem Rotorblatt einer Windkraftanlage angebaut werden soll, offengelegt. Das Verfahren beinhaltet im Wesentlichen die Überwachung wenigstens einer Windbedingung an einem Windkraftanlagenstandort mittels eines Sensors, die Ermittlung eines tatsächlichen Spitzenauslenkungsschwellenwertes für ein Rotorblatt einer an dem Windkraftanlagenstandort befindlichen Windkraftanlage auf der Basis der wenigstens einen Windbedingung, den Vergleich des tatsächlichen Spitzenauslenkungsschwellenwertes mit einem vorbestimmten Spitzenauslenkungsschwellenwert für das Rotorblatt und die Ermittlung, ob eine Spitzeneinrichtung auf dem Rotorblatt auf der Basis des Vergleichs zwischen dem tatsächlichen Spitzenauslenkungsschwellenwert und dem vorbestimmten Spitzenauslenkungsschwellenwert angebaut werden soll.
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ZITATE ENTHALTEN IN DER BESCHREIBUNG
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Zitierte Nicht-Patentliteratur
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- Standard IEC-64100 [0024]
- Standard IEC-64100 [0034]
- IEC 64100 [0041]
