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Die Erfindung betrifft ein Verfahren zur Abschätzung des Windgeschwindigkeitsverteilungsprofils beim Betrieb von Windkraftanlagen, welche über einen Generator und mehrere um eine Rotornabe drehbare Rotorblätter mit einem jeweiligen Stellantrieb zu deren individueller Pitchverstellung verfügen, wobei fernerhin ein Steuersystem zum Ansteuern der Stellantriebe vorgesehen ist, umfassend den Schritt der Erfassung wenigstens einer momentanen Rotorblatt-unabhängigen windabhängigen Messgröße, insbesondere der Windgeschwindigkeit in Nabenhöhe, der Drehgeschwindigkeit des Rotors beziehungsweise der von dem Generator abgegebenen elektrischen Leistung.
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Es ist allgemein bekannt, dass Windkraftanlagen einen Leistungsbereich von beispielsweise 1 MW bis 5 MW aufweisen. Ein Maschinenhaus mit innen angeordnetem Generator und außen angeordnetem drehbaren Rotor ist hierbei auf einem Turm angeordnet, wobei der Rotor sich unter Einfluss eines einwirkenden Windes dreht und somit den Generator antreibt. Ein Rotor weist typischerweise drei symmetrisch um die Nabe angeordnete Rotorblätter auf, wobei diese jeweils eine Länge von beispielsweise im Bereich von 30 m–50 m bei einem Gewicht von 6 t bis 10 t aufweisen. Die Turmhöhe kann im Bereich von 80 m liegen.
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Der auf den Rotor einwirkende Wind ist aufgrund der großen Fläche des von den Rotorblättern überstrichenen Bereichs zumeist nicht homogen verteilt, es ist vielmehr von einem entsprechenden Windgeschwindigkeitsverteilungsprofil auszugehen. Dieses weist typischerweise im oberen Bereich der vom Rotor überstrichenen Fläche eine höhere Windgeschwindigkeit auf als im unteren Bereich, welcher gegebenenfalls entsprechenden umgebungsbedingten Abschattungen unterworfen ist.
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Im Betrieb der Windkraftanlage überstreichen die Rotorblätter also Bereiche des Windgeschwindigkeitsverteilungsprofils mit unterschiedlicher Windgeschwindigkeit. Dies führt aufgrund der sich zyklisch ändernden einwirkenden Momente zu einer zusätzlichen mechanischen Beanspruchung der Windkraftanlage. Um derartige Beanspruchungen zu reduzieren sind die Rotorblätter normalerweise um eine jeweilige Anstellachse, welche jeweils in etwa senkrecht zur Drehachse des Rotors verläuft, mittels eines Stellantriebes individuell verstellbar, wobei dieser Stellvorgang im Übrigen auch als „Pitchen” bezeichnet wird. Somit lässt sich der jeweilige Anstellwinkel (Pitchwinkel) eines jeweiligen Rotorblattes zum Wind für jeden Drehwinkel des Rotors derart anpassen, dass die auf alle Rotorblätter des Rotors wirkende Momente für jeden Drehwinkel des Rotors in etwa gleich sind.
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Als Ausgangsbasis für eine entsprechende Regelung des Pitchwinkels werden einem Steuersystem Messdaten der Windkraftanlage zur Verfügung gestellt, anhand welcher eine Regelung erfolgt. Dies ist beispielsweise die Windgeschwindigkeit in Nabenhöhe der Windkraftanlage, wobei diese üblicherweise als Mittelwert über einen Zeitraum von beispielsweise 10 min erfasst wird. Die Kenntnis eines Windgeschwindigkeitsverteilungsprofils als Eingangsgröße für das Steuersystem zur Pitchreglung ermöglicht einen genaueren Regelvorgang. Bezüglich der Erfassung eines Windgeschwindigkeitsverteilungsprofils wird – wenn eine Erfassung überhaupt vorgesehen ist – zumeist ein LIDAR (Light detection and ranging) basiertes Messsystem verwendet. Die mechanische Beanspruchung der Blätter kann darüber hinaus durch deren Verbiegung mittels faseroptischer Messsysteme erfasst werden.
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Derartige Messsysteme sind jedoch sehr aufwändig. Ausgehend von diesem Stand der Technik ist es Aufgabe der Erfindung, ein Verfahren zur Abschätzung des Windgeschwindigkeitsverteilungsprofils beim Betrieb von Windkraftanlagen anzugeben, welches mit einem besonders geringen zusätzlichen Hardwareaufwand auskommt.
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Diese Aufgabe wird erfindungsgemäß gelöst durch das Verfahren der eingangs genannten Art. Dieses ist gekennzeichnet durch folgende Schritte:
- • Erfassung des momentanen Rotordrehwinkels,
- • Erfassung wenigstens einer momentanen Rotorblatt-spezifischen windabhängigen Messgröße,
- • Bestimmung des momentanen Windgeschwindigkeitsverteilungsprofils unter Verwendung der wenigstens einen Rotorblatt-unabhängigen windabhängigen Messgröße, der Rotorblatt-spezifischen windabhängigen Messgröße sowie des Rotordrehwinkels,
- • Bereitstellung des ermittelten Windgeschwindigkeitsverteilungsprofils an das Steuersystem,
- • wobei die genannten Schritte kontinuierlich wiederholt werden, so dass sich ein zeitlicher Verlauf der betrachteten Größen ergibt.
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Die Grundidee der Erfindung besteht darin, das Windgeschwindigkeitsverteilungsprofil indirekt anhand von denjenigen Messwerten zu ermitteln, welche beim Betrieb einer Windkraftanlage ohnehin vorhanden sind, so dass zusätzliche Hardware weitestgehend vermieden ist. Hierzu ist zunächst die Verwendung wenigstens einer Rotorblatt-unabhängigen windabhängigen Messgröße vorgesehen, welche letztendlich dem Mittelwert der Windgeschwindigkeit des Windgeschwindigkeitsverteilungsprofils entspricht oder diesen zumindest indirekt repräsentiert. Eine Rotorblatt-unabhängige windabhängige Messgröße kann im einfachsten Fall die Windgeschwindigkeit in Nabenhöhe sein. Aber beispielsweise auch die elektrisch abgegebene Leistung der Windkraftanlage, die Drehgeschwindigkeit des Rotors oder auch die Durchbiegung des Turms sind ebenfalls als Rotorblatt-unabhängige windabhängige Messgröße anzusehen.
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Im Weiteren ist die Erfassung und Verwendung einer Rotorblatt-spezifischen windabhängigen Messgröße in Abhängigkeit des Rotordrehwinkels zur Ermittlung des Windgeschwindigkeitsverteilungsprofils vorgesehen. Die Messgröße weist bei inhomogenem Windgeschwindigkeitsverteilungsprofil periodische Schwankungen auf, welche vom momentanen Drehwinkel des Rotors abhängig sind und sich nach einer Rotorumdrehung näherungsweise zyklisch wiederholen. Letztendlich repräsentiert die Rotorblatt-spezifische windabhängige Messgröße Belastungsschwankungen des auf das Rotorblatt wirkenden Windes, wobei sich typischerweise im unteren Bereich des Windgeschwindigkeitsverteilungsprofils eine geringere Windgeschwindigkeit einstellt als im oberen Bereich.
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Ein Windgeschwindigkeitsverteilungsprofil kann aus mehreren sternähnlich um die Rotornabe angeordneten keilähnlichen flächigen Bereichen bestehend angenommen werden, wobei jedem flächigen Bereich eine individuelle Windgeschwindigkeit zugeordnet ist. Bei einer Drehbewegung des Rotors überstreicht jedes Rotorblatt pro Umdrehung jeden dieser flächigen Bereiche genau einmal. Basierend auf der den Mittelwert der Windgeschwindigkeit über das Windgeschwindigkeitsverteilungsprofil repräsentierenden Rotorblatt-unabhängigen windabhängigen Messgröße werden entsprechend einer Ausführungsform erfindungsgemäß in Abhängigkeit des Drehwinkels des Rotors für jeden flächigen Bereich Abweichungen zum Mittelwert addiert oder subtrahiert. Auf diese Weise ist durch die flächigen Bereiche ein Windgeschwindigkeitsverteilungsprofil definiert. Bei der Ermittlung des Windgeschwindigkeitsverteilungsprofils werden letztendlich sequentiell für die flächigen Bereiche jeweilige Windgeschwindigkeiten berechnet und gespeichert, so dass nach einer kompletten Rotorumdrehung alle flächigen Bereiche einen Windgeschwindigkeitswert aufweisen und ein komplettes Windgeschwindigkeitsverteilungsprofil zur Verfügung steht.
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Entsprechend einer besonders bevorzugten Ausgestaltungsform des erfindungsgemäßen Verfahrens korreliert die Rotorblatt-spezifische windabhängige Messgröße mit dem momentanen Drehmoment von einem der jeweiligen Stellantriebe zur Pitchverstellung.
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Es kann angenommen werden, dass aufgrund der komplexen Form eines Rotorblattes die beiden Angriffsflächen für den Wind, welche sich beiderseits der Anstellachse eines Rotorblattes ergeben, nicht identisch sind. Da der auf die beiden Flächen auftreffende Wind jeweils ein entgegengesetztes um die Anstellachse des Rotorblattes wirkendes Moment erzeugt resultiert daraus eine Windabhängigkeit des Drehmomentes, welches zum Anstellen eines Rotorblattes überwunden werden muss. Das Drehmoment des jeweiligen Stellantriebes kann deshalb in besonders bevorzugter Weise als Rotorblatt-spezifische windabhängige Messgröße verwendet werden.
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Für den theoretischen Fall, dass das Windgeschwindigkeitsverteilungsprofil homogen ist, würden keine Anstell- oder Pitchbewegungen der Rotorblätter erfolgen und dem ermittelten Windgeschwindigkeitsverteilungsprofil würde in allen flächigen Bereichen dieselbe Windgeschwindigkeit zugeordnet werden, welche sich aus der Rotorblatt-unabhängigen windabhängigen Messgröße ergibt.
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Der Stellantrieb für die Pitchverstellung ist zumeist ein elektrischer Motor. Gemäß einer weiteren erfindungsgemäßen Ausgestaltung des Verfahrens wird das jeweilige Drehmoment eines Stellantriebes indirekt bestimmt, insbesondere nämlich anhand von Strom-, Spannungs- und/oder Wirkleistungsverlauf des Stellantriebes. Strombeziehungsweise Spannungssensoren sind in aller Regel für die Ansteuerung eines solchen Stellantriebes ohnehin vorgesehen, so dass sich das bei einer Pitchverstellung wirkende Drehmoment daraus in einfacher Weise berechnen lässt.
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Das bei einer Pitchbewegung wirkende Drehmoment weist zwei Anteile auf, nämlich einen auf der Masseträgheit des Rotorblattes beruhenden Anteil und einen weiteren Anteil, welcher wie zuvor erläutert, windabhängig ist. Als Eingangsgröße für die Berechnung eines Windgeschwindigkeitsverteilungsprofils ist jedoch nur der windabhängige Anteil von Bedeutung. Entsprechend einer weiteren Ausgestaltung des erfindungsgemäßen Verfahrens wird deshalb ein Drehmomentverlauf einer vergleichbaren Korrekturbewegung eines vom Wind unbelasteten Rotorblattes von dem gemessenen Drehmomentverlauf subtrahiert, so dass der so ermittelte Differenzdrehmomentverlauf beziehungsweise das momentane Differenzdrehmoment im Wesentlichen durch das Windgeschwindigkeitsverteilungsprofil bedingt ist, wobei das ermittelte momentane Differenzdrehmoment als Eingangsgröße für die Ermittlung des Windgeschwindigkeitsverteilungsprofils verwendet wird.
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Einer weiteren Erfindungsvariante des Verfahrens folgend wird dieses gleichzeitig für mehrere Rotorblätter der Windkraftanlage durchgeführt. Somit ergeben sich letztendlich mehrere ermittelte Windgeschwindigkeitsprofile, nämlich eins für jedes betrachtete Rotorblatt, welche aufgrund der Baugleichheit der Rotorblätter und deren symmetrischer Anordnung im Rotor zumindest theoretisch gleich sein müssten. In der Realität ist jedoch aufgrund stochastischer Einflüsse und auch eventueller Messfehler mit gewissen Abweichungen voneinander zu rechnen.
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Um diese Abweichungen zu reduzieren und so ein genaueres Endergebnis eines Windgeschwindigkeitsverteilungsprofils zu erhalten ist es in einer weiteren Variante der Erfindung vorgesehen, die bezüglich mehrerer Rotorblätter ermittelten jeweiligen Windgeschwindigkeitsverteilungsprofile zu einem gemeinsamen Windgeschwindigkeitsverteilungsprofil zusammenzuführen. Dies kann im einfachsten Fall durch eine Mittelwertbildung über die Flächen der ermittelten Profile erfolgen. Es ist aber auch durchaus möglich, einen zeitlichen Mittelwert zu bilden. Je Umdrehung des Rotors stehen genügend Messdaten zur Ermittlung eines Windgeschwindigkeitsverteilungsprofils zur Verfügung. Wenn für ein Windgeschwindigkeitsverteilungsprofil die Daten mehrerer Rotorumdrehungen verwendet werden, so ergibt sich einerseits ein stabileres Endergebnis, was sich andererseits auch nur langsamer an dynamische Änderungen der tatsächlichen Windverhältnisse anpasst. Auch eine zeitliche Gewichtung ist gegebenenfalls vorteilhaft, nämlich dass beispielsweise die zeitlich neueren Ergebnisse höher gewichtet werden als die zeitlich älteren Ergebnisse.
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Gemäß einer weiteren Variante des erfindungsgemäßen Verfahrens erfolgt die Ermittlung eines Windgeschwindigkeitsverteilungsprofils anhand eines Look-Up Tables, in welchem für eine Vielzahl von Betriebsbedingungen der Windkraftanlage jeweilige Windgeschwindigkeitsverteilungsprofile gespeichert sind und aus welchen anhand der gemessenen Eingangsgrößen das jeweils geeignetste oder nächstliegende ausgewählt wird. Die Betriebsbedingungen sind insoweit durch die Rotor-unabhängigen und Rotorabhängigen Messgrößen vorgegeben. Ein Look-Up Table kann als Datenbank verstanden werden, welche einen Bezug zwischen den (Eingangs-)Messgrößen und einem Windgeschwindigkeitsprofil herstellt. Vorteilhaft hierbei ist hier insbesondere die geringe Rechenzeit, da eine Berechnung im eigentlichen Sinne nicht erfolgt, sondern nur dasjenige Windgeschwindigkeitsprofil mit den ähnlichsten Eingangsparametern ausgewählt wird. Ein Look-Up Table ermöglicht auch die Angabe eines Windgeschwindigkeitsverteilungsprofils, welches nicht durch keilähnliche Flächen dargestellt ist, sondern wo die Flächen beispielsweise rasterähnlich angeordnet sind. In einem solchen Fall erweist es sich als sinnvoll, wenn dem Look-Up Table zeitliche Verläufe der Eingangsgrößen zur Verfügung gestellt und auch berücksichtigt werden.
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Es ist aber auch durchaus im Rahmen dieser Erfindung, dass ein Look-Up Table nicht Windgeschwindigkeitsverteilungsprofile im eigentlichen Sinne beinhaltet, sondern lediglich Zwischenergebnisse, welche noch weiter zu verarbeiten sind. So kann es sich als vorteilhaft erweisen, den Mittelwert des Windgeschwindigkeitsverteilungsprofils direkt aus den Rotor-unabhängigen Messgrößen abzuleiten und lediglich die Rotor-abhängigen Messgrößen mittels des Look-Up Tables weiter zu verarbeiten.
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Gemäß einer weiterhin bevorzugten Ausgestaltungsform der Erfindung wurden Windgeschwindigkeitsverteilungsprofile des Look-Up Tables zuvor durch entsprechende Simulationen ermittelt, beispielsweise mittels Finite-Elemente-Berechnungen eines Modelles, und danach in dem Look-Up Table abgelegt. Simulationen ermöglichen auf einfache Weise die Darstellung von – auch extremen – Betriebsbedingungen. Zudem sind alle möglichen Kombinationen der Einflussgrößen in beliebiger Quantelung systematisch ermittelbar und der Look-Up Table damit systematisch füllbar.
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Entsprechend einer weiterhin bevorzugten Ausgestaltungsform der Erfindung wurden Windgeschwindigkeitsverteilungsprofile des Look-Up Tables anhand von entsprechende Messungen ermittelt, beispielsweise anhand einer mit entsprechenden Messsensoren ausgestatteten Testanlage oder eines realen Modelles einer vergleichbaren Windkraftanlage.
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Optional ist es auch möglich, dass ein Windgeschwindigkeitsverteilungsprofil direkt anhand eines analytischen Algorithmus bestimmt wird. Dies kann entweder direkt bei der Abarbeitung der erfindungsgemäßen Verfahrensschritte erfolgen oder aber auch bei der Ermittlung der Windgeschwindigkeitsverteilungsprofile für einen Look-Up Table.
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Ein ermitteltes Windgeschwindigkeitsverteilungsprofil kann optional vom Steuersystem als eine Eingangsgröße zur Ermittlung von Regelparametern zum Ansteuern der Stellantriebe verwendet werden. Somit sind verbesserte Eingangsparameter für eine Regelung bereitgestellt. Es ist aber auch für den Fall, dass ein Windgeschwindigkeitsverteilungsprofil bereits auch auf anderem Wege bestimmt wird, möglich das erfindungsgemäß ermittelte Windgeschwindigkeitsprofil mit diesem in Korrelation zu setzen und bei Überschreiten eines Differenzwertes ein Warnsignal zu geben. Somit ist in vorteilhafter Weise eine Redundanz gegeben, so dass eine Fehlfunktion bei der Ermittlung eines Windgeschwindigkeitsverteilungsprofils frühzeitig erkannt wird.
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Gemäß einer besonders bevorzugten Ausgestaltung des erfindungsgemäßen Verfahrens erfolgt die Bestimmung des Windgeschwindigkeitsverteilungsprofils durch das Steuersystem selbst. Dies ist im Wesentlichen als eine Rechenvorrichtung anzusehen, welche bei genügend hoher Rechenleistung auch für die automatische und kontinuierliche Bestimmung eines Windgeschwindigkeitsverteilungsprofils verwendet werden kann. Die entsprechenden in der Windkraftanlage verfügbaren Messwerte der relevanten Messgrößen sind dem Steuersystem in der Regel ebenfalls bereitgestellt, so dass sich ein Windgeschwindigkeitsverteilungsprofil auf diese Weise mit besonders wenig zusätzlichem Hardwareaufwand ermitteln lässt.
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Weitere vorteilhafte Ausgestaltungsmöglichkeiten sind den weiteren abhängigen Ansprüchen zu entnehmen.
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Anhand der in den Zeichnungen dargestellten Ausführungsbeispiele sollen die Erfindung, weitere Ausführungsformen und weitere Vorteile näher beschrieben werden.
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Es zeigen:
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1 eine exemplarische erste Windkraftanlage,
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2 eine exemplarische zweite Windkraftanlage,
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3 die exemplarische Pitchverstellung eines Rotorblattes sowie
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4 einen exemplarischen Verlauf einer Pitchwinkeldifferenz.
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1 zeigt eine exemplarische erste Windkraftanlage 10 in einer Frontalansicht. Auf einem Turm 22 ist ein Maschinenhaus angeordnet, mit welchem eine drehbare Rotornabe 20 verbunden ist. Sternförmig um die Rotornabe 20 sind drei Rotorblätter 14, 16, 18 angeordnet, welche zusammen den Rotor bilden. Die Rotorblätter 14, 16, 18 überstreichen bei einer Drehbewegung 24 eine kreisrunde Fläche 12, welche auch die Grundfläche für ein Windgeschwindigkeitsverteilungsprofil bildet.
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Bei Einwirken eines Windes quer zur kreisrunden Fläche 12 wird der Rotor in Bewegung versetzt und ein nicht gezeigter Generator im Maschinenhaus angetrieben. Üblicherweise ist die Windgeschwindigkeit in Bodennähe geringer als in den oberen Bereichen der Fläche 12, so dass auf das obere Rotorblatt 14 eine stärkere Windgeschwindigkeit wirkt als auf die beiden momentan im unteren Bereich befindlichen Rotorblätter 16, 18. Es ergeben sich für jedes Rotorblatt 14, 16, 18 zyklische Belastungen, welche sich mit jeder Rotordrehung in etwa wiederholen und welche in etwa um 120° zueinander verschoben sind. Um die Einflüsse einer unterschiedlichen Windgeschwindigkeitsverteilung quer zur Fläche 12 zu kompensieren, werden die Rotorblätter 14, 16, 18 üblicherweise derart gepitcht beziehungsweise angestellt, dass sich während der Drehbewegung des Rotors eine möglichst gleichmäßige Belastung ergibt. Der Winkel α mit der Bezugsziffer 26 stellt den Drehwinkel des Rotors dar. Die Drehwinkel der Rotorblätter 14, 16, 18 sind jeweils um 120° zueinander verschoben.
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2 zeigt eine exemplarische zweite Windkraftanlage 20 in einer Seitenansicht. Auf einem Turm 46 ist ein Maschinenhaus 42 angeordnet, an dessen einem Ende ein Rotor mit Rotorblättern 32, 34 angeordnet ist, welcher um eine Drehachse 44 drehbar ist. Auf den Rotor wirken Windkräfte 36, 38, 40, welche höhenabhängig sind, so dass sich ein inhomogenes Windgeschwindigkeitsverteilungsprofil ergibt. Dies ist dadurch angedeutet, dass die im oberen Bereich wirkende Windkraft 36 größer ist als die in Nabenhöhe wirkende Windkraft 38, die ihrerseits größer ist als die im unteren Bereich wirkende Windkraft 40.
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Mit einer gebogenen Linie 48 ist schematisch eine Durchbiegung des Turmes 46 angedeutet. Eine derartige Durchbiegung resultiert aus der Summe der auf den Rotor einwirkenden Windkräfte und ist damit – zumindest indirekt – auch als Rotorblattunabhängige Messgröße zur Ermittlung der Windgeschwindigkeit verwendbar. Die Bestimmung einer Durchbiegung erfolgt beispielsweise anhand einer optischen Abstandsmessung zwischen oberem und unterem Turmteil. Mit der Bezugsziffer 50 ist auf dem Dach des Maschinenhauses 42 ein Windsensor angedeutet, welcher die Windgeschwindigkeit in Nabenhöhe erfasst.
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3 zeigt in einer Darstellung 60 die exemplarische Pitchverstellung eines Rotorblattes 64, 68, das als Teil eines Rotors anzusehen ist, welcher um eine Rotationsachse 74 drehbar ist. Senkrecht zur Rotationsachse 74 verläuft eine Drehachse 62, um welches das Rotorblatt 64, 68 dreh- oder anstellbeziehungsweise pitchbar ist. So ist das das Rotorblatt in einer ersten Ausrichtung 66 gezeigt und in einer dazu gedrehten zweiten Ausrichtung 70, wobei zwischen beiden Ausrichtungen eine Dreh- oder Pitchwinkeldifferenz 72 angedeutet ist. Ein nicht gezeigter Stellantrieb ist dafür vorgesehen, eine Drehung des Rotorblattes zu bewirken.
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4 zeigt in einer Darstellung 80 einen exemplarischen Verlauf 82 einer Pitchwinkeldifferenz 84 über den Rotordrehwinkel α 86 für eine komplette Drehung eines Rotorblattes um 360° um die Drehachse eines Rotors. Bei einem Drehwinkel des Rotors von 0°, also im senkrechten Zustand eines Rotorblattes, ist die Winkeldifferenz entsprechend üblicher Konventionen zu null definiert.
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Bezugszeichenliste
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- 10
- exemplarische erste Windkraftanlage
- 12
- von Rotorblättern überstrichene Fläche
- 14
- erstes Rotorblatt
- 16
- zweites Rotorblatt
- 18
- drittes Rotorblatt
- 20
- Rotornabe
- 22
- Turm
- 24
- Rotationsrichtung
- 26
- Rotordrehwinkel
- 30
- exemplarische zweite Windkraftanlage
- 32
- Rotorblatt in senkrechter oberer Position
- 34
- Rotorblatt in senkrechter unterer Position
- 36
- lokale Windstärke an erstem Angriffspunkt
- 38
- lokale Windstärke an zweitem Angriffspunkt
- 40
- lokale Windstärke an drittem Angriffspunkt
- 42
- Maschinenhaus
- 44
- Rotationsachse von Rotornabe
- 46
- Turm
- 48
- exemplarische Biegung des Turms
- 50
- Windsensor
- 60
- exemplarische Pitchverstellung eines Rotorblattes
- 62
- Drehachse von Rotorblatt
- 64
- Rotorblatt in erster Pitchposition
- 66
- Ausrichtung des Rotorblattes in erster Pitchposition
- 68
- Rotorblatt in zweiter Pitchposition
- 70
- Ausrichtung des Rotorblattes in zweiter Pitchposition
- 72
- Pitchwinkeldifferenz
- 74
- Rotationsachse von Rotornabe
- 80
- Verlauf der Pitchwinkeldifferenz in Abhängigkeit von Rotordrehwinkel
- 82
- Pitchwinkeldifferenzverlauf
- 84
- Pitchwinkel
- 86
- Rotordrehwinkel
