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Die vorliegende Erfindung bezieht sich auf ein Verfahren zum Betreiben einer Windenergieanlage, auf ein entsprechendes Steuergerät sowie auf ein entsprechendes Computerprogramm.
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Bei einer Windenergieanlage bewirkt der Wind aufgrund aerodynamischer Kräfte eine Verformung der Rotorblätter. Um regelnd eingreifen zu können, ist es erforderlich, eine Belastung der Blätter zu messen, in dem beispielsweise diese Verformung erfasst wird.
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Vor diesem Hintergrund werden mit dem hier vorgestellten Ansatz ein Verfahren zum Betreiben einer Windenergieanlage, weiterhin ein Steuergerät, das dieses Verfahren verwendet sowie schließlich ein entsprechendes Computerprogramm gemäß den Hauptansprüchen vorgestellt. Vorteilhafte Ausgestaltungen ergeben sich aus den jeweiligen Unteransprüchen und der nachfolgenden Beschreibung.
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Ein Anstellwinkel eines Rotorblatts eines Rotors einer Windenergieanlage kann zur Lastreduktion unter Verwendung zumindest eines an dem Rotorblatt erfassten Messwerts geregelt werden. Insbesondere kann dabei eine Drehrateninformation verwendet werden, die von einem Drehratensensor erfasst wird, der mit einem definierten Abstand zu einer Rotationsachse des Rotors am Rotorblatt platziert ist. Die momentane Drehrate des Rotorblatts kann direkt auf eine momentane Last am Rotorblatt zurückgeführt werden.
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Es wird ein Verfahren zum Betreiben einer Windenergieanlage vorgestellt, wobei das Verfahren den folgenden Schritt aufweist:
Ermitteln eines lokalen Biegewinkels zumindest eines Rotorblatts eines Rotors der Windenergieanlage unter Verwendung einer Drehrateninformation des Rotorblatts und einer Verarbeitungsvorschrift, wobei die Drehrateninformation eine in einem Abstand von einer Drehachse des Rotors an dem Rotorblatt erfasste Drehrate des Rotorblatts repräsentiert und die Verarbeitungsvorschrift ein rotorspezifisches Modell des Rotorblatts repräsentiert.
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Unter einer Windenergieanlage kann eine Windkraftanlage beziehungsweise eine Windturbine verstanden werden. Dabei wird ein Rotor der Windenergieanlage durch Windenergie in Rotation versetzt und mit dem Rotor ein elektrischer Generator angetrieben. Die aerodynamischen Kräfte am Rotor verbiegen dabei die Rotorblätter. Daraus resultiert ein Biegemoment an einer Schnittstelle zwischen dem Rotorblatt und einer Nabe des Rotors, das Blattwurzelbiegemoment. Die Drehrateninformation kann mehrdimensional beziehungsweise mehrachsig verwendet werden. Die Verarbeitungsvorschrift kann mechanische Zusammenhänge am Rotorblatt abbilden. Optional kann zum Ermitteln des lokalen Biegewinkels zusätzliche eine gemessene Beschleunigung im Rotorblatt verwendet werden.
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Der lokale Biegewinkel kann ferner unter Verwendung einer Anstellwinkelinformation des Rotorblatts ermittelt werden. Die Anstellwinkelinformation kann einen durch die Verstelleinrichtung eingestellten Anstellwinkel des Rotorblatts repräsentieren. Eine Anstellwinkelinformation kann ein Istwert des Anstellwinkels des Rotorblatts sein. Der Anstellwinkel des Rotorblatts beeinflusst maßgeblich die aerodynamischen Kräfte am Rotorblatt.
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Der lokale Biegewinkel kann ferner unter Verwendung einer Beschleunigungsinformation ermittelt werden. Die Beschleunigungsinformation kann eine in einem weiteren Abstand von der Drehachse an dem Rotorblatt erfasste Beschleunigung des Rotorblatts repräsentieren. Durch die Beschleunigung kann der lokale Biegewinkel abgesichert werden. Es besteht ein geometrischer Zusammenhang zwischen der Drehrate und der Beschleunigung. Die Beschleunigungsinformation kann mehrdimensional beziehungsweise mehrachsig verwendet werden. Der weitere Abstand für einen Beschleunigungsaufnehmer von der Drehachse kann gleich dem Abstand für den Drehratensensor sein, beispielsweise wenn ein gemeinsames Sensorgehäuse verbaut ist. Ebenso können der Beschleunigungsaufnehmer und der Drehratensensor in unterschiedlichen Abständen von der Drehachse angeordnet sein.
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Im Schritt des Ermittelns kann eine Blattauslenkung und/oder ein Blattwurzelbiegemoment unter Verwendung des lokalen Biegewinkels und der Verarbeitungsvorschrift bestimmt werden.
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Das Verfahren kann einen Schritt des Bereitstellens aufweisen, in dem eine Führungsgröße für eine Verstelleinrichtung des Rotorblatts unter Verwendung des lokalen Blattbiegewinkels, der Blattauslenkung oder des Blattwurzelbiegemoments bereitgestellt wird. Eine Führungsgröße kann ein Sollwert für einen Anstellwinkel des Rotorblatts sein.
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Die erfasste Drehrate kann eine vektorielle Größe sein. Entsprechend kann die erfasste Beschleunigung eine vektorielle Größe sein. Eine solche vektorielle Größe kann je drei Einträge aufweisen.
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Der hier vorgestellte Ansatz schafft ferner ein Steuergerät, das ausgebildet ist, um die Schritte einer Variante eines der hier vorgestellten Verfahren in entsprechenden Einrichtungen durchzuführen, anzusteuern bzw. umzusetzen. Auch durch diese Ausführungsvariante der Erfindung in Form eines Steuergeräts kann die der Erfindung zugrunde liegende Aufgabe schnell und effizient gelöst werden.
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Unter einem Steuergerät kann vorliegend ein elektrisches Gerät verstanden werden, das Sensorsignale verarbeitet und in Abhängigkeit davon Steuer- und/oder Datensignale ausgibt. Das Steuergerät kann eine Schnittstelle aufweisen, die hard- und/oder softwaremäßig ausgebildet sein kann. Bei einer hardwaremäßigen Ausbildung können die Schnittstellen beispielsweise Teil eines sogenannten System-ASICs sein, der verschiedenste Funktionen des Steuergeräts beinhaltet. Es ist jedoch auch möglich, dass die Schnittstellen eigene, integrierte Schaltkreise sind oder zumindest teilweise aus diskreten Bauelementen bestehen. Bei einer softwaremäßigen Ausbildung können die Schnittstellen Softwaremodule sein, die beispielsweise auf einem Mikrocontroller neben anderen Softwaremodulen vorhanden sind.
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Von Vorteil ist auch ein Computerprogrammprodukt oder Computerprogramm mit Programmcode, der auf einem maschinenlesbaren Träger oder Speichermedium wie einem Halbleiterspeicher, einem Festplattenspeicher oder einem optischen Speicher gespeichert sein kann und zur Durchführung, Umsetzung und/oder Ansteuerung der Schritte des Verfahrens nach einer der vorstehend beschriebenen Ausführungsformen verwendet wird, insbesondere wenn das Programmprodukt oder Programm auf einem Computer oder einer Vorrichtung ausgeführt wird.
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Die Erfindung wird nachstehend anhand der beigefügten Zeichnungen beispielhaft näher erläutert. Es zeigen:
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1 eine Darstellung einer Windenergieanlage mit einem Steuergerät zum Betreiben der Windenergieanlage gemäß einem Ausführungsbeispiel der vorliegenden Erfindung;
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2 ein Blockschaltbild eines Steuergeräts zum Betreiben einer Windenergieanlage gemäß einem Ausführungsbeispiel der vorliegenden Erfindung;
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3 ein Ablaufdiagramm eines Verfahrens zum Betreiben einer Windenergieanlage gemäß einem Ausführungsbeispiel der Erfindung;
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4 Darstellungen von Verformungen an einer Windenergieanlage gemäß einem Ausführungsbeispiel der Erfindung; und
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5 weitere Darstellungen von Verformungen an einer Windenergieanlage gemäß einem Ausführungsbeispiel der Erfindung.
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Gleiche oder ähnliche Elemente können in den nachfolgenden Figuren durch gleiche oder ähnliche Bezugszeichen versehen sein. Ferner enthalten die Figuren der Zeichnungen, deren Beschreibung sowie die Ansprüche zahlreiche Merkmale in Kombination. Einem Fachmann ist dabei klar, dass diese Merkmale auch einzeln betrachtet werden oder sie zu weiteren, hier nicht explizit beschriebenen Kombinationen zusammengefasst werden können.
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1 zeigt eine Darstellung einer Windenergieanlage 100 mit einem Steuergerät 102 zum Betreiben der Windenergieanlage 100 gemäß einem Ausführungsbeispiel der vorliegenden Erfindung. Die Windenergieanlage 100 weist einen Turm 104 auf. Auf dem Turm 104 ist horizontal drehbar eine Gondel 106 angeordnet. In der Gondel 106 ist eine Hauptwelle der Windenergieanlage 100 näherungsweise horizontal drehbar gelagert. Die Hauptwelle repräsentiert eine Drehachse eines Rotors 108 der Windenergieanlage 100. Die Hauptwelle verbindet den Rotor 108 der Windenergieanlage mit einem Generator in der Gondel 106. Zwischen Rotor 108 und Generator kann sich ein Getriebe befinden. Die Hauptwelle ist dazu ausgebildet, eine Drehung des Rotors 108 auf das Getriebe oder den Rotor des Generators zu übertragen. Der Rotor 108 weist eine Rotornabe 110 und drei in der Nabe 110 axial drehbar gelagerte Rotorblätter 112 auf. Ein Anstellwinkel der Rotorblätter 112 in der Nabe 110 ist individuell einstellbar.
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An jedem der Rotorblätter 112 ist in einem definierten Abstand 114 zu der Nabe 110 beziehungsweise der Drehachse eine Sensoreinrichtung 116 befestigt. Die Sensoreinrichtung 116 umfasst hier zumindest einen mehrachsigen Drehratensensor. Die Sensoreinrichtung 116 ist mit dem Steuergerät 102 verbunden, sodass das Steuergerät 102 zumindest eine aktuelle Drehrateninformation von der Sensoreinrichtung 116 einlesen kann.
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In einem Ausführungsbeispiel ist das Steuergerät 102 dazu ausgebildet, eine Führungsgröße für eine Winkelverstelleinrichtung der Rotorblätter 112 unter Verwendung der Drehrateninformation bereitzustellen.
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2 zeigt ein Blockschaltbild eines Steuergeräts 102 zum Betreiben einer Windenergieanlage gemäß einem Ausführungsbeispiel der vorliegenden Erfindung. Das Steuergerät 102 entspricht im Wesentlichen dem Steuergerät in 1. Das Steuergerät 102 weist eine Einrichtung 200 zum Ermitteln auf. Die Einrichtung 200 zum Ermitteln ist dazu ausgebildet, den lokalen Biegewinkel oder ein Blattwurzelbiegemoment 204 zumindest eines Rotorblatts eines Rotors der Windenergieanlage unter Verwendung einer Drehrateninformation 206 des Rotorblatts und einer Verarbeitungsvorschrift zu ermitteln. Die Drehrateninformation 206 repräsentiert wie in 1 eine in einem Abstand von einer Drehachse des Rotors an dem Rotorblatt erfasste Drehrate des Rotorblatts. Die Verarbeitungsvorschrift repräsentiert ein rotorspezifisches Modell des Rotorblatts.
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In einem Ausführungsbeispiel weist das Steuergerät 102 eine Einrichtung 202 zum Bereitstellen auf. Die Einrichtung 202 zum Bereitstellen ist dazu ausgebildet, eine Führungsgröße 208 für eine Verstelleinrichtung des Rotorblatts unter Verwendung des lokalen Biegewinkels oder des Blattwurzelbiegemoments 204 bereitzustellen.
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Das Steuergerät 102 weist Schnittstellen 210 zum Einlesen beziehungsweise Ausgeben zumindest der Drehrateninformation 206 und/oder der Führungsgröße 208 auf.
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3 zeigt ein Ablaufdiagramm eines Verfahrens 300 zum Betreiben einer Windenergieanlage gemäß einem Ausführungsbeispiel der Erfindung. Das Verfahren 300 weist einen Schritt 302 des Ermittelns auf. Das Verfahren 300 kann auf einem Steuergerät, wie es in den 1 und 2 dargestellt ist, ausgeführt werden. Im Schritt 302 des Ermittelns wird ein lokaler Biegewinkel oder ein Blattwurzelbiegemoment zumindest eines Rotorblatts eines Rotors der Windenergieanlage unter Verwendung einer Drehrateninformation des Rotorblatts und einer Verarbeitungsvorschrift ermittelt. Dabei repräsentiert die Drehrateninformation eine in einem Abstand von einer Drehachse des Rotors an dem Rotorblatt erfasste Drehrate des Rotorblatts. Die Verarbeitungsvorschrift repräsentiert ein rotorspezifisches Modell des Rotorblatts.
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In einem Ausführungsbeispiel weist das Verfahren 300 einen Schritt 304 des Bereitstellens auf. Im Schritt 304 des Bereitstellens wird eine Führungsgröße für eine Verstelleinrichtung des Rotorblatts unter Verwendung des lokalen Biegewinkels oder des Blattwurzelbiegemoments bereitgestellt.
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4 und 5 zeigen Darstellungen von Verformungen an einer Windenergieanlage 100 gemäß einem Ausführungsbeispiel der Erfindung. Die Windenergieanlage 100 entspricht im Wesentlichen der Windenergieanlage in 1. An der schematischen Darstellung der Windenergieanlage 100 sind hier die Koordinatensysteme KN, KT, Drehraten ωT,y, ωT,x und Winkel β, αC, αT, φx, φy sowie eine Auslenkung w und ein Drehwinkel ΩR des Rotors 108 gezeigt. Dabei ist das Koordinatensystem KN ein Rotorkoordinatensystem. Das Koordinatensystem KT ist ein Koordinatensystem der Gondel 106 beziehungsweise des Turms. Beide Koordinatensysteme sind bezogen auf ein Anlagenkoordinatensystem 400, das seinen Koordinatennullpunkt hier am Fuß des Turms 104 hat, verschoben und/oder verdreht. Ein Koordinatennullpunkt des Koordinatensystems KT ist am Drehpunkt der Gondel 106 angeordnet. Ein Koordinatennullpunkt des Koordinatensystems KN ist am Drehpunkt der Nabe 110 angeordnet. Das Koordinatensystem KN und die Drehachse 402 des Rotors sind gegenüber dem Koordinatensystem KT um den Winkel αT, verkippt. Die Rotorblätter 112 sind zu einer Rotorebene 404 senkrecht der Drehachse 402 um den Winkel αC angestellt. Der Winkel β ist der Anstellwinkel eines Rotorblatts 112 in der Nabe 110.
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Wenn das Rotorblatt 112 im Betrieb verformt wird, wird es um den Winkel φy aus der Rotorebene 404 verbogen und es ergibt sich die Auslenkung w in Bezug zu der Rotorebene 404.
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Durch die resultierende Kraft auf die Gondel 106 und den Turm 104 wird der Turm 104 mit der Drehrate ωT,y nach hinten in Richtung der Drehachse 402 gebogen. Durch das Drehmoment des Rotors 108 wird der Turm 104 ferner mit der Drehrate ωT,x seitlich quer zu der Drehachse 402 ausgelenkt.
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Um die mechanische Beanspruchung von Windkaftanlagen 100 zu verringern sowie den Wirkungsgrad zu erhöhen, wird eine individuelle Anstellung der Rotorblätter 112 im Wind angestrebt. Als Eingangssignal für die Regelung werden verschiedene Sensoren vorgeschlagen, häufig gekoppelt mit Modellwissen. Unter anderem wird eine Dehnungsmessung, eine Beschleunigungssensorik und LIDAR vorgeschlagen.
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Durch den hier vorgestellten Ansatz wird eine kostengünstige und zuverlässige Bereitstellung eines Signals erreicht, welches als Eingangsgröße für einen Regler zur individuellen Anstellung β der Rotorblätter 112 geeignet ist. Insbesondere wird das Blattwurzelbiegemoment rekonstruiert.
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Durch die Auswertung von Inertialdaten aus der Rotornabe 110 sowie aus den Rotorblättern 112 wird im Zusammenspiel mit Modellwissen über das dynamische Verhalten eines Rotorblattes 112 das Biegemoment geschätzt. Dabei wird insbesondere eine Drehrate ω ausgewertet und kann über eine Beschleunigung abgesichert werden.
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Mit anderen Worten wird die Verwendung von Drehraten ω bzw. Drehraten ω und Beschleunigungssensorik beschrieben.
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Basierend auf dieser Schätzung kann eine Regelung die mechanischen und aerodynamischen Unwuchten des Rotors 108 minimieren, asymmetrische Belastungen des Rotors 108 reduzieren sowie den Wirkungsgrad der Windkraftanlage 100 maximieren.
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An einen Punkt x0 auf dem Rotorblatt 112, welcher sich r0 von der Drehachse 402 entfernt befindet, werden bei sich drehendem Rotor 108 Drehraten ω und als Erweiterung des hier vorgestellten Ansatzes auch Beschleunigungen a durch einen entsprechenden Sensor gemessen. Die gemessene Drehrate ω ist eine Superposition der Drehrate ω des Rotors 108, den Schwingungen des Turms 104, den Schwingungen des Rotorblattes 112, sowie der Drehrate ω durch die Pitchverstellung β des Rotorblattes 112. Die Drehrate ω die Beschleunigung a stellen gemäß einem Ausführungsbeispiel vektorielle Größen mit drei Einträgen dar.
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Neben der reinen Betrachtung des Drehratensignals ω kann auch eine Kombination des Drehratensignals ω im Punkt x0 und der Beschleunigung a im Punkt x0 oder einem anderen Punkt am Rotorblatt ausgewertet werden. Zusätzlich zu den Quellen, die bereits für Drehraten genannt wurden, können bei der Beschleunigung weiterhin die Erdgravitation, Zentrifugalbeschleunigung und Coriolisbeschleunigung betrachtet werden.
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Es ist nützlich verschiedene Koordinatensysteme KN, KT für verschiedene Elemente der Windkraftanlage 100 sowie Transformationen zwischen diesen zu definieren. Im hier beschriebenen Ausführungsbeispiel werden der Turm 104 mit seinem Koordinatensystem KT, die Nabe 110 mit ihrem Koordinatensystem KN, die Blattwurzel mit ihrem Koordinatensystem KBR und das Blattelement 112 mit seinem Koordinatensystem KB betrachtet.
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Die Transformationen sind, KT → KN:Ry(αT), KN → KBR:Rz(β)Ry(αC)Rx(ΩR) und KBR → KB:Rx(φx)Ry(φy).
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Mit Rx(α), Ry(α), Rz(α) werden die Matrizen bezeichnet, welche das jeweilige Koordinatensystem um die x-, y-, bzw. z-Achse um den gegebenen Winkel α drehen. Der Winkel αN bezeichnet die konstruktive Verkippung der Hauptwelle 402 gegenüber dem Turmkopf. Der Winkel αC bezeichnet die Kegelanstellung der Blätter 112. Der Rotationswinkel aufgrund der Rotordrehung wird mit ΩR und der Pitchwinkel des Rotorblattes mit β bezeichnet.
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Die Drehrate ω aus den Turmschwingungen im Koordinatensystem KT ist ωT = [ωT,x, ωT,y, 0]T. Für die Drehgeschwindigkeit des Rotors in KN ist ωN = [Ω .R, 0, 0]T. Ein Pitchen des Rotorblattes 112 betrachtet in KBR resultiert in einer Drehrate ωBR = [0, 0, β .]T. Die Drehrate ω aus der Schwingung eines Blattelementes 112 in KB ist gegeben durch ωB = [φ .x, φ .y, 0]T.
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Die insgesamt von dem im Blattelement 112 positioniertem Sensor erfasste Drehrate ω ist somit ω * / B =
ωB + Rx(φx)Ry(φy)ωBR + Rx(φx)Ry(φy)Rz(β)Ry(αC)Rx(ΩR)ωN +
Rx(φx)Ry(φy)Rz(β)Ry(αC)Rx(ΩR)Ry(αT)ωT.
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Die Drehraten ωT, ω * / N = ωN + Ry(αT)ωT und ω * / B können direkt gemessen werden. Die Größe β ist die Regelgröße des Systems und daher auch bekannt. Ihre zeitliche Ableitung kann beispielsweise durch numerische Differenziation berechnet werden. Die Winkel αC und αT sind Konstruktionsgrößen und als solche auch bekannt.
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Bei dem hier vorgestellten Ansatz werden aus den Messwerten ωT, ω * / N und ω * / B die Biegewinkel φx und φy rekonstruiert. Der Winkel φy bezeichnet die Rotation des Blattelements 112 in Schlagrichtung und er steht in direktem Zusammenhang zum Blattwurzelbiegemoment in Schlagrichtung. Der Winkel φx bezeichnet die Rotation des Blattelements 112 in Schwenkrichtung und er steht in direktem Zusammenhang zum Blattwurzelbiegemoment in Schwenkrichtung.
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Aus dem beschriebenen Zusammenhang für ω * / B und Messwerten für alle Drehraten ω beziehungsweise Winkelgeschwindigkeiten ω können Schätzwerte für φy und φ .y sowie φx und φ .x berechnet werden. Durch eine Fusion und zeitliche Filterung dieser Werte kann das Messrauschen reduziert werden.
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Unter Verwendung eines anlagenspezifischen Modells für das dynamische Verhalten des Blatts 112 kann statt der statischen Rekonstruktion der Zielgröße mit nachfolgender Filterung, auch direkt ein Beobachter für die Biegewinkel φx und φy konstruiert werden.
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Durch die nichtlinearen Zusammenhänge bieten sich hier zum Beispiel nichtlineare Kalman Filter, wie Extended Kalman Filter, Unscented Kalman Filter oder Moving Horizon Estimation an.
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Um die Qualität der rekonstruierten Biegewinkel φx und φy zu erhöhen, kann zusätzlich zur Drehrate auch noch die Information von Beschleunigungssensoren ausgewertet werden. Die entsprechenden Zusammenhänge sind ähnlich zu den hier Beschriebenen für die Drehrate ω.
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Die Gravitation und die Beschleunigung des Turmkopfes aufgrund einer Auslenkung des Turms wirkt im Koordinatensystem KT als aT = [ẍT, y .T, g]T. Durch die Rotation entstehen verschiedene Beschleunigungen im Koordinatensystem KN, die Zentrifugalbeschleunigung aZ = –Ω . 2 / R[0, 0, r0] , die Coriolisbeschleunigung aC = –Ω .R[0, r .0, 0] und die Beschleunigung aus der Änderung der Rotordrehzahl aa = –r0[0, Ω ..R, 0]. Die Schwingung des Blatts 112 resultiert in der Beschleunigung aB = w .., wo w die vektorielle Auslenkung des Blatts 112 am Punkt x0 bezeichnet. Dieser Term ist Bestandteil des Koordinatensystems KB.
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Die resultierende gemessene Beschleunigung ist somit a * / B = aB + Rx(φx)Ry(φy)Rz(β)Ry(αC)(az + aC + aa + Rx(ΩR)Ry(αT)aT).
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Zwischen der vektoriellen Auslenkung w und den Biegewinkeln φx und φy besteht ein linearer Zusammenhang. Die Proportionalitätskonstante lässt sich aus dem Verhältnis aus der Biegeline und der Steigung der Biegelinie an der Position des Sensors berechnen.
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Die angegebene Messgleichung für die Beschleunigung kann somit im nichtlinearen Beobachter genutzt werden, um die Qualität der rekonstruierten Signale zu verbessern.
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Bei dem hier vorgestellten Ansatz wird Inertialsensorik in beziehungsweise an den Rotorblättern 112 einer Windkraftanlage 100 verwendet. Durch diese Sensorik ist eine individuelle Pitch-Regelung der Blätter 112 besonders gut möglich.
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Die gezeigten Ausführungsbeispiele sind nur beispielhaft gewählt und können miteinander kombiniert werden.
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Bezugszeichenliste
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- 100
- Windenergieanlage
- 102
- Steuergerät
- 104
- Turm
- 106
- Gondel
- 108
- Rotor
- 110
- Nabe
- 112
- Rotorblatt
- 114
- Abstand
- 116
- Sensoreinrichtung
- 200
- Einrichtung zum Ermitteln
- 202
- Einrichtung zum Bereitstellen
- 204
- lokaler Blattbiegewinkel oder Blattwurzelbiegemoment
- 206
- Drehrateninformation
- 208
- Führungsgröße
- 210
- Schnittstelle
- 300
- Verfahren zum Betreiben einer Windenergieanlage
- 302
- Schritt des Ermittelns
- 304
- Schritt des Bereitstellens
- 400
- Anlagenkoordinatensystem
- 402
- Drehachse
- 404
- Rotorebene
- w
- Auslenkung
- 500
- Einrichtung zum Herleiten
- 502
- Einrichtung zum Bestimmen
- 504
- Einrichtung zum Ermitteln
- 506
- Beschleunigungssensor
- 508
- Beschleunigungswert
- 516
- Lastwert
