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Die vorliegende Erfindung betrifft eine Windkraftanlage und ein Verfahren, wobei die Windkraftanlage eine Trageinrichtung in Form beispielsweise eines Turms und eine drehbar daran abgestützte bzw. gelagerte Rotoreinrichtung aufweist.
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Im Stand der Technik sind verschiedenste Windkraftanlagen bekannt geworden, bei denen beispielsweise an einem Turm ein Rotor mit mehreren Rotorblättern vorgesehen ist. Meist wird der Rotor an einer Gondel angeordnet, sodass sich der Rotor zur Stromerzeugung in den Wind drehen kann. Die Rotorblätter des Rotors sind in der Regel um ihre Längsachse drehbar an dem Rotor aufgenommen, sodass die einzelnen Rotorblätter relativ zum Wind unter einem einstellbaren Pitchwinkel ausgerichtet werden können. Wird das Rotorblatt im Wesentlichen senkrecht zur Windrichtung ausgerichtet, bietet das Rotorblatt den größten Windwiderstand. Wenn das Rotorblatt aus dem Wind herausgedreht wird, nehmen der Windwiderstand und somit auch die Belastung des Rotorblattes ab. Über solche Maßnahmen kann die Leistung der Windkraftanlage beispielsweise in Abhängigkeit von der Windgeschwindigkeit geregelt werden. Bei zu großen Belastungen wird der Pitchwinkel nachgestellt, sodass die Belastung der Windkraftanlage abnimmt.
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Beispielsweise ist aus der
DE 10 2011 015 970.3 eine Windkraftanlage bekannt geworden, bei der in den Rotorblättern des Rotors Sensoren vorgesehen sind, die nicht nur den Anstellwinkel der Rotorblätter, sondern eine Durchbiegung der Rotorblätter erfassen. Die ermittelten Daten werden zur Steuerung der Windkraftanlage eingesetzt, um eine optimale Auslastung zu erzielen und eine Überlastung zu vermeiden.
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Neben Belastungssensoren in Windkraftanlagen sind auch Sensoren zur Ermittlung der Drehzahl vorgesehen, da die Drehzahl der Windkraftanlage ein wesentlicher Parameter für die Leistung ist und innerhalb vorbestimmter Grenzen gehalten werden muss. Dabei wird in Abhängigkeit von der aktuellen Drehzahl und den am Rotor auftretenden Belastungen der Pitchwinkel bzw. der Anstellwinkel der Rotorblätter verändert, um einerseits eine optimale Leistung abzugreifen und andererseits die Belastung im vorgegebenen Rahmen zu halten.
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Um eine ordnungsgemäße Funktion solcher Windkraftanlagen sicherzustellen, sind oftmals noch redundante Sensoren vorgesehen, mit denen die Funktion der einzelnen Sensoren überprüft und einem Plausibilitätsverfahren unterzogen werden kann. Der Stillstand bei einer Wartung verursacht hohe Kosten, sodass ein hoher Aufwand für eine Vielzahl an Sensoren in Kauf genommen wird.
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Vor dem beschriebenen Hintergrund des beschriebenen Standes der Technik ist es deshalb die Aufgabe der vorliegenden Erfindung, eine Windkraftanlage und ein Verfahren zur Verfügung zu stellen, womit eine hohe Zuverlässigkeit und Sicherheit im Betrieb bei moderatem oder geringerem Aufwand ermöglicht wird.
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Diese Aufgabe wird gelöst durch eine Windkraftanlage mit den Merkmalen des Anspruchs 1 und durch ein Verfahren mit den Merkmalen des Anspruchs 9. Bevorzugte Weiterbildungen der Erfindung sind Gegenstand der Unteransprüche. Weitere Vorteile und Merkmale der Erfindung ergeben sich aus der allgemeinen Beschreibung und der Beschreibung der Ausführungsbeispiele.
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Eine erfindungsgemäße Windkraftanlage weist wenigstens eine Trageinrichtung und wenigstens eine durch die Trageinrichtung drehbar gestützte Rotoreinrichtung auf. Es sind wenigstens eine Belastungsmesseinrichtung mit wenigstens einem Sensor zur Erfassung von Messdaten über die Belastung wenigstens eines Teils der Windkraftanlage vorgesehen. Weiterhin ist wenigstens eine Speichereinrichtung zur Speicherung wenigstens einiger der Messdaten vorgesehen. Weiterhin ist eine Recheneinrichtung vorgesehen, welche dazu ausgebildet und eingerichtet ist, die mit der Belastungsmesseinrichtung erfassten Messdaten auszuwerten und daraus eine Drehzahl des Rotors zu ermitteln.
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Die erfindungsgemäße Windkraftanlage hat viele Vorteile. Ein erheblicher Vorteil der erfindungsgemäßen Windkraftanlage besteht darin, dass die Messdaten der Belastungsmesseinrichtung nicht nur zur Messung der Belastung wenigstens eines Teils der Windkraftanlage verwendet werden, sondern auch, um anhand der erfassten Messdaten eine Drehzahl des Rotors abzuleiten. Dadurch wird ein einfacher und/oder redundanter Messaufbau ermöglicht.
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Bei heutigen Windkraftanlagen reicht es in der Regel nicht aus, einfach nur die Windgeschwindigkeit zu ermitteln und anhand dieses Parameters den Betrieb der Windkraftanlage zu steuern, sondern es findet zusätzlich eine Belastungsmessung beispielsweise an dem Rotor der Windkraftanlage statt, um auf die konkret am Rotor oder dem Rotorblatt anliegenden Belastungen individuell reagieren zu können. Dadurch kann ein besonders zuverlässiger Betrieb gewährleistet werden, der auch bei plötzlichen oder unerwarteten Belastungen die Windkraftanlage insgesamt zuverlässig steuert. Gleichzeitig kann die Leistungsabgabe optimiert werden.
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Durch die Berücksichtigung der Messdaten einer Belastungsmesseinrichtung und durch den Rückschluss aus den Messdaten auf die Drehzahl des Rotors wird eine qualitativ bessere und sichere Betriebsweise der Windkraftanlage ermöglicht. Werden beispielsweise Sensoren in dem Rotor eingesetzt, die ein Biegemoment an dem Rotor erfassen, wird mit der Belastungsmesseinrichtung zunächst direkt ein Maß für die Belastung des Rotors ermittelt.
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Wird beispielsweise bei einer Windkraftanlage mit einem Horizontalrotor, der sich um eine im Wesentlichen horizontale Achse dreht, der Rotor mit Sensoren einer Belastungsmesseinrichtung ausgerüstet, so kann aufgrund der um die etwa horizontale Achse drehenden Rotoreinrichtung die mit der Drehzahl der Rotoreinrichtung sich periodisch verändernde Belastung erfasst werden. Aus der sich periodisch ändernden Belastung kann so auf einfache Art und Weise ein Maß für die Frequenz der Rotation der Rotoreinrichtung abgeleitet werden.
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Vorzugsweise weist die Rotoreinrichtung wenigstens ein Rotorblatt auf. In bevorzugten Ausgestaltungen umfasst die Windkraftanlage wenigstens 2, 3 oder 4 oder mehr Rotorblätter.
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Die Rotoreinrichtung kann als im Wesentlichen horizontal drehender Rotor ausgeführt sein. Möglich ist es aber auch, dass sich die Rotoreinrichtung um eine teilweise vertikale oder sogar um eine im Wesentlichen vertikale Achse dreht. Auch bei einem sich um eine vertikale Achse drehenden Rotor werden bei einer Umdrehung unterschiedliche Bereiche der Rotoreinrichtung unterschiedlich belastet, je nachdem ob sich der entsprechende Teil der Rotoreinrichtung in Windrichtung oder gegen die Windrichtung bewegt.
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Bei einer Windkraftanlage mit einer um eine im Wesentlichen horizontal ausgerichteten Rotoreinrichtung bewegen sich die einzelnen Teile der Rotoreinrichtung mal entgegen der Gewichtskraft und mal mit der Gewichtskraft, sodass sich eine mit dem Drehwinkel periodisch ändernde Belastung auftritt. Aus der Frequenz der Belastungsänderung kann die Drehfrequenz ermittelt werden.
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In bevorzugten Ausgestaltungen ist wenigstens ein Sensor an der Rotoreinrichtung angeordnet. Vorzugsweise ist wenigstens ein Sensor in einem radial äußeren Bereich des Rotorblattes vorgesehen. Es ist aber ebenso bevorzugt, dass wenigstens ein Sensor in einem Bereich der Rotorblattwurzel vorgesehen ist.
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Wird ein Sensor beispielsweise in einem seitlichen Bereich des Rotorblattes angeordnet, so tritt bei horizontaler Ausrichtung des Rotorblattes ein maximales Biegemoment auf. Wenn sich das Rotorblatt um die horizontale Achse nach unten in die sogenannte 6-Uhr-Stellung bewegt, wird das Biegemoment reduziert und steigt bei der weiteren Drehung von der 6-Uhr-Stellung in die 9-Uhr-Stellung wieder bis zum Maximum an. Bei der weiteren Rotation nimmt das Biegemoment wieder ab, bis das Rotorblatt senkrecht ausgerichtet ist. Durch eine sensorische Erfassung des Verlaufs des Biegemoments wird somit ein etwa sinusförmiger Verlauf des Biegemoments über der Zeit aufgezeichnet. Durch eine Analyse der aufgezeichneten Messdaten kann somit auf die Frequenz der Schwingungen und somit auf die Drehzahl des Rotors der Windkraftanlage zurückgeschlossen werden.
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Wird ein Sensor in einem seitlichen Bereich des Rotorblattes vorgesehen, so bietet sich die Erfassung der Belastung in der Nähe der Rotorblattwurzel an, da dort das maximale Biegemoment wirkt. Wird hingegen beispielsweise ein Beschleunigungssensor oder dergleichen eingesetzt, ist auch eine Anordnung in einem radial äußeren Bereich des Rotorblattes bevorzugt.
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In anderen Ausgestaltungen ist es auch möglich, dass wenigstens ein Sensor auf der Oberfläche des Rotorblattes angeordnet ist, der dem Wind regelmäßig zugewandt ist.
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Wird ein Sensor beispielsweise auf der dem Wind zugewandten Seite eines Rotorblattes vorgesehen, so kann mit dem Sensor das Vorbeirotieren an der Trageinrichtung bzw. dem Turm der Windkraftanlage detektiert werden. Wenn das Rotorblatt exakt vor dem Turm ausgerichtet ist, verändert sich die auf das Rotorblatt einwirkende Windkraft, sodass sich ein unterschiedliches Biegemoment quer zur Drehachse des Rotorblattes einstellt. Wird beispielsweise mit einem Sensor ein solches Biegemoment des Rotorblattes erfasst, so kann bei jedem Vorbeirotieren des Rotorblattes an dem Turm der Windkraftanlage eine kurzfristige Änderung im Biegemomentverlauf detektiert werden. Durch Analyse beispielsweise der Peaks im Biegemomentverlauf kann auf die Frequenz der Rotation zurückgeschlossen werden.
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In analogerweise ist es auch möglich, wenigstens einen Sensor an der Trageinrichtung vorzusehen. Rotiert ein Rotorblatt der Rotoreinrichtung an der Trageinrichtung vorbei, so wird in diesem Moment die Windbelastung auf die Windkraftanlage insgesamt und somit die Trageinrichtung reduziert. Durch einen entsprechenden Sensor mit entsprechender Anbringung kann somit aus der Windbelastung auf die Trageinrichtung auf die Drehzahl der Rotoreinrichtung zurückgeschlossen werden. Beispielsweise kann ein solcher Sensor ein Biegemomentsensor sein.
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In allen Ausgestaltungen ist vorzugsweise ein Sensor einer Gruppe von Sensoren entnommen, welche Beschleunigungssensoren, Kraftsensoren, Gewichtssensoren, Biegesensoren, Abstandssensoren, Dehnungsmessstreifen, und Dehnungs- und/oder Stauchungssensoren umfasst.
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In besonders bevorzugten Ausgestaltungen umfasst die Belastungsmesseinrichtung zwei oder mehr Sensoren.
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In allen Ausgestaltungen ist es möglich, dass ein zusätzlicher konventioneller Drehsensor vorgesehen ist. Die Werte des zusätzlichen Drehsensors können beispielsweise mit den ermittelten Werten für die Drehzahl des Rotors auf Plausibilität überprüft werden oder aber zur Überprüfung der Plausibilität der ermittelten Drehzahl eingesetzt werden. Insgesamt steigen dadurch die Redundanz und die Zuverlässigkeit der Windkraftanlage. In vielen Fällen kann ein konventioneller Drehsensor eingespart werden.
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In allen Ausgestaltungen ist es möglich, dass als Sensor beispielsweise ein Dehnungsmessstreifen eingesetzt wird, der auf, in oder unter die Oberfläche eines Teils der Windkraftanlage montiert wird. Beispielsweise kann ein solcher Sensor aufgeklebt werden und ermöglicht so eine einfache Montage und einen einfachen Austausch.
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Das erfindungsgemäße Verfahren dient zur Ermittlung der Drehzahl einer durch eine Trageinrichtung drehbar gestützten Rotoreinrichtung einer Windkraftanlage. Dabei werden mittels wenigstens eines Sensors einer Belastungseinrichtung Messdaten der Windkraftanlage erfasst und wenigstens teilweise in einer Speichereinrichtung abgelegt. Die Messdaten werden ausgewertet und daraus wird eine Drehzahl der Rotoreinrichtung ermittelt.
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Auch das erfindungsgemäße Verfahren hat viele Vorteile, da es einen einfacheren Aufbau der Windkraftanlage und einen sicheren Betrieb ermöglicht.
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Vorzugsweise werden die Messdaten periodisch erfasst. Dabei ist es möglich, dass die Messdaten in festen Zeitabständen ermittelt werden. Möglich ist es aber auch, dass die Messdaten in variablen Zeitabständen erfasst werden. Insbesondere werden die Messdaten aber mit einer solchen Frequenz oder so oft pro Zeiteinheit erfasst, dass eine Mehrzahl von Messdaten pro vollständiger Umdrehung der Rotoreinrichtung vorliegt.
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Vorzugsweise werden die Messdaten mit wenigstens einem Signalanalyseverfahren analysiert. Insbesondere können die Messdaten über eine Fourier-Transformation oder eine FFT analysiert werden. Möglich ist es aber auch, die verarbeiteten Messdaten auf Nulldurchgänge zu analysieren. Möglich ist es auch, eine Digitalisierung der Messdaten und eine Analyse über die Zahl der Hügel oder Täler durchzuführen. In allen Fällen wird vorzugsweise wenigstens ein Maß für eine typische Schwingungsdauer ermittelt.
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Besonders bevorzugt wird mit einem Sensor periodisch ein Maß für einen Biegemoment eines Rotorblatts der Rotoreinrichtung ermittelt. Dabei kann das Biegemoment in Umlaufrichtung des Rotorblattes ermittelt werden. Dann ergeben sich zwei Peaks pro vollständigen Umlauf, nämlich einmal, wenn das Rotorblatt in der sogenannten 3-Uhr-Stellung angeordnet ist und ein zweites Mal, wenn sich das Rotorblatt in der sogenannten 9-Uhr-Stellung befindet.
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Bevorzugt ist es auch, dass das Biegemoment über wenigstens einen Sensor in Windrichtung ermittelt wird. Dann ergibt sich typischerweise ein Peak pro Umlauf, nämlich wenn sich das Rotorblatt in der 6-Uhr-Stellung befindet, sodass der dahinter geordnete Turm im Windschatten des Rotorblattes liegt. Das dabei entstehende Schlagmoment kann durch den Sensor erfasst werden.
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Möglich und bevorzugt ist es auch, dass mit wenigstens einem Sensor periodisch ein Maß für eine Beschleunigung und/oder eine Kraft eines Rotorblattes der Rotoreinrichtung ermittelt wird.
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In allen Fällen ist es auch bevorzugt, dass wenigstens ein Sensor periodisch ein Maß für ein Biegemoment der Trageinrichtung ermittelt. Dadurch kann auch das Schlagmoment auf die Trageinrichtung bzw. den Turm ermittelt werden, wenn beispielsweise das Rotorblatt der Rotoreinrichtung an dem Turm vorbei rotiert. Dann kann pro Umdrehung eines Rotorblattes ein Peak ermittelt werden, sodass sich die Gesamtzahl der Peaks pro Umdrehung aus der Zahl der Rotorblätter ergibt.
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In allen Ausgestaltungen ist es bevorzugt, dass eine Vielzahl von Sensoren vorgesehen ist und dass aus den Messdaten wenigstens einer Mehrzahl von Sensoren wenigstens eine Kennzahl für die Drehzahl der Rotoreinrichtung abgeleitet wird.
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Beispielsweise ist es möglich, dass an einem Rotorblatt mehrere Sensoren vorgesehen sind, während an den anderen Rotorblättern keine Sensoren vorgesehen sind. Es können aber auch an mehreren Rotorblättern jeweils mehrere Sensoren vorgesehen sein, sodass sich insgesamt eine Vielzahl an Sensoren ergibt. Zur Auswertung können die Messdaten aller Sensoren oder auch nur eines Teils der Sensoren verwendet werden.
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Es ist möglich, dass ein zusätzlicher und insbesondere konventioneller Drehsensor vorgesehen ist. Dann kann mit dem zusätzlichen Drehsensor eine Plausibilitätsüberprüfung der mit den Sensoren ermittelten Drehzahlen erfolgen oder es erfolgt eine Plausibilitätsüberprüfung des zusätzlichen Drehsensors mit den Sensoren der Belastungsmesseinrichtung. In bevorzugten Ausgestaltungen weist die Windkraftanlage keinen separaten Drehsensor auf.
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Weitere Vorteile und Merkmale der vorliegenden Erfindung ergeben sich aus der Beschreibung der Ausführungsbeispiele, die im Folgenden mit Bezug auf die beiliegenden Figuren erläutert werden.
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In den Figuren zeigen:
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1 eine schematische Vorderansicht einer erfindungsgemäßen Windkraftanlage;
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2 die Messdatenverläufe dreier Sensoren bei Betrieb der Windkraftanlage nach 1;
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3 einen Ausschnitt aus einem Rotorblatt der Windkraftanlage nach 1;
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4 ein weiteres Ausführungsbeispiel einer erfindungsgemäßen Windkraftanlage in einer Seitenansicht; und
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5 den Messdatenverlauf für die Windkraftanlage nach 4 im Betrieb.
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Mit Bezug auf die 1 bis 3 wird zunächst ein erstes Ausführungsbeispiel der erfindungsgemäßen Windkraftanlage 1 beschrieben. Die Windkraftanlage 1 umfasst hier eine als Turm 2 ausgebildete Trageinrichtung. An dem Turm 2 ist eine Gondel 30 vorgesehen, die die als Rotor 3 ausgeführte Rotoreinrichtung in den Wind hinein drehen kann. Dadurch kann unabhängig von der Windrichtung jeweils eine optimale Leistung mit der Windkraftanlage 1 erzielt werden. An dem Rotor 3 sind hier drei Rotorblätter 12, 13 und 14 vorgesehen, die jeweils um 120 Grad versetzt angeordnet sind.
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Im Ausführungsbeispiel gemäß 1 sind an den drei Rotorblättern 12, 13 und 14 jeweils Sensoren 5 und 6 vorgesehen, wobei die Sensoren 5 und 6 explizit nur an dem Rotorblatt 12 schematisch eingezeichnet sind. Die Sensoren 5 und 6 befinden sich hier an den seitlichen Rändern in einem äußeren Bereich 15 des Rotorblattes 12.
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Die Sensoren 5, 6 sind hier als Dehnungsmessstreifen ausgeführt und erfassen somit auch ein Biegemoment auf das Rotorblatt 12. Wenn sich das Rotorblatt 12 in der 3-Uhr-Stellung befindet, in der das Rotorblatt 14 eingezeichnet ist, so wird der Sensor 5 durch das Biegemoment 23 gestaucht, während der Sensor 6 durch das Biegemoment 23 gedehnt wird. Das Biegemoment 23 resultiert aus der Gewichtskraft 22, die auf das Rotorblatt einwirkt.
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Bei der Weiterrotation des Rotorblattes 12 in die hier gestrichelte 9-Uhr-Stellung wirkt das Biegemoment 24 aufgrund der Gewichtskraft 22, sodass der Sensor 5 gedehnt wird und der Sensor 6 gestaucht wird. Dadurch kann aus der Ermittlung des zeitlichen Verlaufes der Belastungen der Sensoren 5, 6 über den Drehwinkel 25 ein Maß für die Rotationsgeschwindigkeit des Rotors 3 abgeleitet werden.
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2 zeigt die prozentualen Verläufe der Messergebnisse für die Sensoren 5 in den Rotorblättern 12, 13 und 14. Klar erkennbar ist, dass die Messdaten 8 der Sensoren 5 für die einzelnen Rotorblätter 12, 13 und 14 jeweils um 120 Grad versetzt sind. Der Versatz um 120 Grad bedeutet hier eine entsprechende Zeitverschiebung.
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Zu Beginn der Messung ist die Einlaufzeit 19 zu erkennen, bis der Rotor 3 eine etwa konstante Drehzahl erreicht hat, die hier nach etwa 20 Sekunden erreicht ist. Die Verläufe sind jeweils etwa sinusförmig und spiegeln die Belastung über den Winkelpositionen wieder. Zeigt das Rotorblatt nach unten oder oben, ist die Belastung Null und in den seitlichen Stellungen maximal.
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Die Verläufe der Messdaten 8 können nach der Speicherung in der Speichereinrichtung 9 jederzeit ausgewertet werden. Beispielsweise können die Nulldurchgänge 20 ermittelt werden und daraus auf eine Schwingungsdauer 18 zurückgeschlossen werden. Möglich ist es auch, dass die Peaks 21 ermittelt werden und deren zeitlicher Abstand abgeleitet wird.
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Werden, wie hier, mehrere Sensoren 5 an mehreren Rotorblättern 12 bis 14 vorgesehen, so können die einzelnen Messdaten redundant verwertet werden, was die Sicherheit erhöht und einen separaten Drucksensor überflüssig machen kann.
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3 zeigt einen vergrößerten Ausschnitt eines Bereichs der Rotorblattwurzel 16 eines Rotorblatts 12 mit zwei an den Seiten des Rotorblatts im Bereich der Rotorblattwurzel 16 angeordneten Sensoren 5 und 6. Die Erdbeschleunigung 22 führt zu einem Biegemoment 23 an dem Rotorblatt 12, welches zu einer Stauchung 27 an dem Sensor 5 und zu einer Dehnung 26 an dem Sensor 6 führt. Die Anordnung der Sensoren in der Nähe der Blattwurzel ist besonders vorteilhaft, da hier die mechanischen Belastungen, insbesondere die Biegemomente, am größten sind und die Messeffekte daher besonders ausgeprägt sind. Über die zeitlichen Verläufe der Dehnungen und Stauchungen bzw. der Messdaten 8 kann ein Maß für die Drehzahl des Rotors 3 ermittelt werden.
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4 zeigt ein weiteres Ausführungsbeispiel einer erfindungsgemäßen Windkraftanlage 1, die hier ebenfalls eine als Turm 2 ausgeführte Trageinrichtung aufweist. Die Windkraftanlage 1 umfasst eine Gondel 30 und einen Rotor 3 mit mehreren Rotorblättern 12, 13.
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Die Windkraftanlage 1 ist in 4 in einer Seitenansicht dargestellt. Die Windrichtung 40 hier ist frontal auf die Windkraftanlage 1 ausgerichtet. Die Sensoren 5, 6 an den Rotorblättern 12, 13 sind hier nicht in seitlichen Bereichen der Rotorblätter angeordnet, sondern auf der Oberfläche. Der Sensor 5 ist jeweils an der dem Wind zugewandten Seite vorgesehen, während der Sensor 6 auf der Rückseite des Rotorblattes angeordnet ist. Dadurch kann mit den Sensoren 5, 6 die auf ein Rotorblatt 12, 13 einwirkende Belastung durch den Wind direkt erfasst werden. In Windrichtung 40 gesehen führt die Belastung durch den Wind zu einer hier strichpunktierten eingezeichneten Biegebelastung der Rotorblätter 12, 13.
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Das führt dazu, dass bei einer Windbelastung der beispielsweise als Dehnungsmessstreifen ausgeführte Sensor 5 gedehnt wird, während ein entsprechend als Dehnungsmessstreifen ausgeführter Sensor 6 gestaucht wird. Bei der Rotation des Rotors 3 passiert jedes Rotorblatt in der unteren 6-Uhr-Stellung den Turm 2, der sich dann genau im Windschatten des Rotorblatts befindet. Dadurch wird die Windbelastung auf das Rotorblatt für einen kurzen Zeitraum erheblich reduziert, was sich in einer deutlichen Änderung der Biegemomentbelastung des Rotorblatts äußert.
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Hier wird bei dem Rotorblatt 13, welches in der 6-Uhr-Stellung eingezeichnet ist, die Windbelastung erheblich reduziert. Bei dem sich in der 12-Uhr-Stellung befindenden Rotorblatt 12 befindet sich hingegen hinter dem Rotorblatt hier kein Teil der Windkraftanlage, sodass dort eine maximale Belastung wirkt.
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Die von den Sensoren 5, 6 und 7 aufgenommenen Messdaten werden in einer Speichereinrichtung 9 gespeichert und durch eine Recheneinrichtung 10 ausgewertet.
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Es ist auch möglich, dass anstelle der Sensoren 5, 6 oder zusätzlich zu den Sensoren 5, 6 ein Sensor 7 an dem Turm 2 vorgesehen ist, der beispielsweise eine Biegebelastung 2 erfasst. Jedes Mal wenn ein Rotorblatt an dem Turm vorbei streicht, reduziert sich die gesamte Windbelastung auf den Turm, sodass bei einer geeigneten Anordnung und Empfindlichkeit des Sensors 7 ein Rückgang des Biegemoments 28 auf den Turm 2 registriert werden kann.
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5 zeigt eine stark schematische Darstellung der ermittelten Drehzahl 11 für die Windkraftanlage 1 und des Verlaufs der Biegemomente an den Sensoren 5, 6 oder 7. In Abhängigkeit von der Anzahl der Rotorblätter 12, 13, 14 ergibt sich eine vollständige Umdrehung nach einer entsprechenden Anzahl von Peaks 21.
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Wird nur ein einziger Sensor 5 in einem einzigen Rotorblatt 12 eingesetzt, so ergibt sich ein Peak pro Umlauf. Wird hingegen nur ein einziger Sensor 7 an dem Turm 2 eingesetzt, so ergibt sich eine Anzahl von Peaks 21 pro Umlauf, die der Anzahl der Rotorblätter entspricht.
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Durch die Auswertung der Anzahl der Peaks pro Zeiteinheit kann somit auf die Drehzahl 11 zurückgeschlossen werden. Zeitliche Schwankungen der Drehzahl 11 können gemittelt werden.
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Insgesamt ist es mit der Erfindung möglich, eine Windkraftanlage in vorteilhafter Weise zu betreiben. Die Erfassung und Überprüfung der Drehzahl der Windkraftanlage erfolgt dabei auf einfache Art und Weise über die Auswertung der Messdaten 8 der Belastungsmesseinrichtung 4. Mit den Werten für die Drehzahl 11 kann eine Plausibilitätskontrolle eines Drehzahlsensors 17 erfolgen. Vorzugsweise wird auch auf einen separaten Drehzahlsensor 17 verzichtet. Typischerweise befindet sich eine Mehrzahl von Belastungssensoren 5 bis 7 an einer Windkraftanlage, sodass aufgrund der Messdaten 8 der Sensoren 5 bis 7 der Belastungsmesseinrichtung 4 mit einer ausreichenden Genauigkeit und Zuverlässigkeit auf die jeweils aktuelle Drehzahl 11 des Rotors 3 der Windkraftanlage 1 zurückgeschlossen werden kann.
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Bei der Erfindung wird mit geeigneten Sensoren 5–7 z. B. das Biegemoment nahe der Rotorblattwurzel 16 gemessen. Die Biegemomente der Rotorblätter 12 bis 14 haben in Schwenkrichtung (Rotationsrichtung) einen nahezu sinusförmigen Verlauf, dadurch bedingt, dass dieses Moment im Wesentlichen durch Gewicht des Rotorblattes und die Schwerkraft hervorgerufen wird. In der 0°-Stellung, wenn das Rotorblatt nach oben zeigt, sowie in der 180°-Stellung, wenn das Rotorblatt nach unten zeigt, weist die Struktur praktisch kein Biegemoment auf. Unter Idealbedingungen entsteht dagegen bei 90° und 270° jeweils einseitig ein positives und ein negatives Biegemoment. Positionen zwischen diesen markanten Werten weisen einen sinusförmigen Verlauf auf. Mit bekannten Methoden zur Schwingungsanalyse kann dadurch auf die Frequenz der Schwingung, und wiederum auf die Rotationsgeschwindigkeit des Rotors 3 geschlossen werden.
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Vorzugsweise werden dazu im Bereich der Rotorblattwurzel 16 Sensoren 5 und 6 montiert, die eine Messung von Biegemomenten ermöglichen. Die Sensoren 5, 6 können dabei so angeordnet werden, dass das Biegemoment in Rotationsrichtung des Rotors 3 aufgenommen wird. Alternativ ist eine Erfassung der Rotordrehzahl 11 über das Schlagmoment durch Nutzung vom Einfluss des auftretenden Turmvorstaus und das sich damit verändernde Biegemoment ebenfalls möglich.
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Als Sensoren 5, 6 und 7 können z. B. Dehnungsmessstreifen Verwendet werden. Solche geeigneten Sensoren können eine Trägerplatte aufweisen, die mit einem Klebstoff fest auf dem Rotorblatt 12 bis 14 montiert wird. Der Dehnungsmessstreifen kann auch mit Hilfe von Schrauben auf der Trägerplatte befestigt und leicht getauscht werden.
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Die Messdaten 8 als Sensorsignale werden in der Recheneinrichtung 10 mit einem geeigneten Signalanalyseverfahren zur Erfassung von Frequenzen analysiert. Beispielsweise kann dies im einfachsten Fall durch eine Laufzeitmessung zwischen den Extrema oder anderen markanten Punkten der Schwingung erfolgen, um direkt auf die Drehzahl 11 zu schließen. Besonders gut eignen sich Analyseverfahren wie die Fast Fourier Transformation oder spezialisierte Abwandlungen. Für optimale Ergebnisse können hier unterschiedliche Verfahren kombiniert werden.
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Bezugszeichenliste
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- 1
- Windkraftanlage
- 2
- Trageinrichtung, Turm
- 3
- Rotor
- 4
- Belastungsmesseinrichtung
- 5–7
- Sensor
- 8
- Messdaten
- 9
- Speichereinrichtung
- 10
- Recheneinrichtung
- 11
- Drehzahl
- 12–14
- Rotorblatt
- 15
- Äußerer Bereich
- 16
- Rotorblattwurzel
- 17
- Drehsensor
- 18
- Schwingungsdauer
- 19
- Einlaufzeit
- 20
- Nulldurchgang
- 21
- Peak
- 22
- Gewichtskraft
- 23
- Biegemoment
- 24
- Biegemoment
- 25
- Drehwinkel
- 26
- Dehnung
- 27
- Stauchung
- 28
- Biegemoment
- 30
- Gondel
- 40
- Windrichtung
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ZITATE ENTHALTEN IN DER BESCHREIBUNG
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Zitierte Patentliteratur
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