DE102018127804A1 - Verbesserung bzw. Optimierung des Ertrags einer Windenergieanlage durch Detektion eines Strömungsabrisses - Google Patents

Verbesserung bzw. Optimierung des Ertrags einer Windenergieanlage durch Detektion eines Strömungsabrisses Download PDF

Info

Publication number
DE102018127804A1
DE102018127804A1 DE102018127804.7A DE102018127804A DE102018127804A1 DE 102018127804 A1 DE102018127804 A1 DE 102018127804A1 DE 102018127804 A DE102018127804 A DE 102018127804A DE 102018127804 A1 DE102018127804 A1 DE 102018127804A1
Authority
DE
Germany
Prior art keywords
rotor blade
stall
wind turbine
pressure sensor
characteristic
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Granted
Application number
DE102018127804.7A
Other languages
English (en)
Other versions
DE102018127804B4 (de
Inventor
Onur Kimilli
Markus Schmid
Luis Vera-Tudela
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Vc Viii Polytech Holding Aps Dk
Original Assignee
fos4X GmbH
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by fos4X GmbH filed Critical fos4X GmbH
Priority to DE102018127804.7A priority Critical patent/DE102018127804B4/de
Priority to CN201980073066.4A priority patent/CN113330211A/zh
Priority to PCT/EP2019/080571 priority patent/WO2020094801A1/de
Priority to EP19801535.6A priority patent/EP3877646A1/de
Priority to CA3113716A priority patent/CA3113716A1/en
Priority to US17/291,425 priority patent/US20220128029A1/en
Publication of DE102018127804A1 publication Critical patent/DE102018127804A1/de
Application granted granted Critical
Publication of DE102018127804B4 publication Critical patent/DE102018127804B4/de
Active legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Images

Classifications

    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F03—MACHINES OR ENGINES FOR LIQUIDS; WIND, SPRING, OR WEIGHT MOTORS; PRODUCING MECHANICAL POWER OR A REACTIVE PROPULSIVE THRUST, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • F03D—WIND MOTORS
    • F03D7/00—Controlling wind motors 
    • F03D7/02—Controlling wind motors  the wind motors having rotation axis substantially parallel to the air flow entering the rotor
    • F03D7/0296—Controlling wind motors  the wind motors having rotation axis substantially parallel to the air flow entering the rotor to prevent, counteract or reduce noise emissions
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F03—MACHINES OR ENGINES FOR LIQUIDS; WIND, SPRING, OR WEIGHT MOTORS; PRODUCING MECHANICAL POWER OR A REACTIVE PROPULSIVE THRUST, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • F03D—WIND MOTORS
    • F03D7/00—Controlling wind motors 
    • F03D7/02—Controlling wind motors  the wind motors having rotation axis substantially parallel to the air flow entering the rotor
    • F03D7/0256—Stall control
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F03—MACHINES OR ENGINES FOR LIQUIDS; WIND, SPRING, OR WEIGHT MOTORS; PRODUCING MECHANICAL POWER OR A REACTIVE PROPULSIVE THRUST, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • F03D—WIND MOTORS
    • F03D17/00—Monitoring or testing of wind motors, e.g. diagnostics
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F03—MACHINES OR ENGINES FOR LIQUIDS; WIND, SPRING, OR WEIGHT MOTORS; PRODUCING MECHANICAL POWER OR A REACTIVE PROPULSIVE THRUST, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • F03D—WIND MOTORS
    • F03D7/00—Controlling wind motors 
    • F03D7/02—Controlling wind motors  the wind motors having rotation axis substantially parallel to the air flow entering the rotor
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F03—MACHINES OR ENGINES FOR LIQUIDS; WIND, SPRING, OR WEIGHT MOTORS; PRODUCING MECHANICAL POWER OR A REACTIVE PROPULSIVE THRUST, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • F03D—WIND MOTORS
    • F03D7/00—Controlling wind motors 
    • F03D7/02—Controlling wind motors  the wind motors having rotation axis substantially parallel to the air flow entering the rotor
    • F03D7/04—Automatic control; Regulation
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
    • G01N29/00—Investigating or analysing materials by the use of ultrasonic, sonic or infrasonic waves; Visualisation of the interior of objects by transmitting ultrasonic or sonic waves through the object
    • G01N29/14—Investigating or analysing materials by the use of ultrasonic, sonic or infrasonic waves; Visualisation of the interior of objects by transmitting ultrasonic or sonic waves through the object using acoustic emission techniques
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
    • G01N29/00—Investigating or analysing materials by the use of ultrasonic, sonic or infrasonic waves; Visualisation of the interior of objects by transmitting ultrasonic or sonic waves through the object
    • G01N29/44—Processing the detected response signal, e.g. electronic circuits specially adapted therefor
    • G01N29/4409—Processing the detected response signal, e.g. electronic circuits specially adapted therefor by comparison
    • G01N29/4436—Processing the detected response signal, e.g. electronic circuits specially adapted therefor by comparison with a reference signal
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F03—MACHINES OR ENGINES FOR LIQUIDS; WIND, SPRING, OR WEIGHT MOTORS; PRODUCING MECHANICAL POWER OR A REACTIVE PROPULSIVE THRUST, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • F03D—WIND MOTORS
    • F03D7/00—Controlling wind motors 
    • F03D7/02—Controlling wind motors  the wind motors having rotation axis substantially parallel to the air flow entering the rotor
    • F03D7/022—Adjusting aerodynamic properties of the blades
    • F03D7/0224—Adjusting blade pitch
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F03—MACHINES OR ENGINES FOR LIQUIDS; WIND, SPRING, OR WEIGHT MOTORS; PRODUCING MECHANICAL POWER OR A REACTIVE PROPULSIVE THRUST, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • F03D—WIND MOTORS
    • F03D7/00—Controlling wind motors 
    • F03D7/02—Controlling wind motors  the wind motors having rotation axis substantially parallel to the air flow entering the rotor
    • F03D7/0276—Controlling wind motors  the wind motors having rotation axis substantially parallel to the air flow entering the rotor controlling rotor speed, e.g. variable speed
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F05—INDEXING SCHEMES RELATING TO ENGINES OR PUMPS IN VARIOUS SUBCLASSES OF CLASSES F01-F04
    • F05B—INDEXING SCHEME RELATING TO WIND, SPRING, WEIGHT, INERTIA OR LIKE MOTORS, TO MACHINES OR ENGINES FOR LIQUIDS COVERED BY SUBCLASSES F03B, F03D AND F03G
    • F05B2220/00—Application
    • F05B2220/30—Application in turbines
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F05—INDEXING SCHEMES RELATING TO ENGINES OR PUMPS IN VARIOUS SUBCLASSES OF CLASSES F01-F04
    • F05B—INDEXING SCHEME RELATING TO WIND, SPRING, WEIGHT, INERTIA OR LIKE MOTORS, TO MACHINES OR ENGINES FOR LIQUIDS COVERED BY SUBCLASSES F03B, F03D AND F03G
    • F05B2240/00—Components
    • F05B2240/20—Rotors
    • F05B2240/30—Characteristics of rotor blades, i.e. of any element transforming dynamic fluid energy to or from rotational energy and being attached to a rotor
    • F05B2240/306—Surface measures
    • F05B2240/3062—Vortex generators
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F05—INDEXING SCHEMES RELATING TO ENGINES OR PUMPS IN VARIOUS SUBCLASSES OF CLASSES F01-F04
    • F05B—INDEXING SCHEME RELATING TO WIND, SPRING, WEIGHT, INERTIA OR LIKE MOTORS, TO MACHINES OR ENGINES FOR LIQUIDS COVERED BY SUBCLASSES F03B, F03D AND F03G
    • F05B2270/00—Control
    • F05B2270/30—Control parameters, e.g. input parameters
    • F05B2270/301—Pressure
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F05—INDEXING SCHEMES RELATING TO ENGINES OR PUMPS IN VARIOUS SUBCLASSES OF CLASSES F01-F04
    • F05B—INDEXING SCHEME RELATING TO WIND, SPRING, WEIGHT, INERTIA OR LIKE MOTORS, TO MACHINES OR ENGINES FOR LIQUIDS COVERED BY SUBCLASSES F03B, F03D AND F03G
    • F05B2270/00—Control
    • F05B2270/30—Control parameters, e.g. input parameters
    • F05B2270/327—Rotor or generator speeds
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F05—INDEXING SCHEMES RELATING TO ENGINES OR PUMPS IN VARIOUS SUBCLASSES OF CLASSES F01-F04
    • F05B—INDEXING SCHEME RELATING TO WIND, SPRING, WEIGHT, INERTIA OR LIKE MOTORS, TO MACHINES OR ENGINES FOR LIQUIDS COVERED BY SUBCLASSES F03B, F03D AND F03G
    • F05B2270/00—Control
    • F05B2270/30—Control parameters, e.g. input parameters
    • F05B2270/328—Blade pitch angle
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F05—INDEXING SCHEMES RELATING TO ENGINES OR PUMPS IN VARIOUS SUBCLASSES OF CLASSES F01-F04
    • F05B—INDEXING SCHEME RELATING TO WIND, SPRING, WEIGHT, INERTIA OR LIKE MOTORS, TO MACHINES OR ENGINES FOR LIQUIDS COVERED BY SUBCLASSES F03B, F03D AND F03G
    • F05B2270/00—Control
    • F05B2270/30—Control parameters, e.g. input parameters
    • F05B2270/333—Noise or sound levels
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F05—INDEXING SCHEMES RELATING TO ENGINES OR PUMPS IN VARIOUS SUBCLASSES OF CLASSES F01-F04
    • F05B—INDEXING SCHEME RELATING TO WIND, SPRING, WEIGHT, INERTIA OR LIKE MOTORS, TO MACHINES OR ENGINES FOR LIQUIDS COVERED BY SUBCLASSES F03B, F03D AND F03G
    • F05B2270/00—Control
    • F05B2270/80—Devices generating input signals, e.g. transducers, sensors, cameras or strain gauges
    • F05B2270/804—Optical devices
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
    • G01N2291/00—Indexing codes associated with group G01N29/00
    • G01N2291/26—Scanned objects
    • G01N2291/269—Various geometry objects
    • G01N2291/2693—Rotor or turbine parts
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E10/00—Energy generation through renewable energy sources
    • Y02E10/70—Wind energy
    • Y02E10/72—Wind turbines with rotation axis in wind direction

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Sustainable Development (AREA)
  • Sustainable Energy (AREA)
  • Combustion & Propulsion (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Health & Medical Sciences (AREA)
  • Analytical Chemistry (AREA)
  • Biochemistry (AREA)
  • General Health & Medical Sciences (AREA)
  • General Physics & Mathematics (AREA)
  • Immunology (AREA)
  • Pathology (AREA)
  • Acoustics & Sound (AREA)
  • Signal Processing (AREA)
  • Wind Motors (AREA)

Abstract

Ein Verfahren zur Steuerung einer Windenergieanlage wird beschrieben. Das Verfahren beinhaltet Messen einer Schallemission mittels zumindest eines am Rotorblatt angebrachten Drucksensors; Erkennen eines charakteristischen aeroakustischen Geräuschs für zumindest einen Strömungsabriss basierend auf der Schallemission; und Steuern oder Regeln von einer oder mehrerer Komponenten der Windenergieanlage basierend auf dem Erkennen des charakteristischen aeroakustischen Geräuschs des Strömungsabrisses.

Description

  • TECHNISCHES GEBIET
  • Die vorliegende Erfindung betrifft im Allgemeinen eine Steuerung bzw. Regelung von Windenergieanlagen, insbesondere eine Messung für eine Verbesserung des Ertrags von Windenergieanlagen. Insbesondere betreffen Ausführungsformen Messungen zum verbesserten Betrieb von Rotorblättern mit einer relativ großen Dicke, zum Beispiel im Hinblick auf einen Strömungsabriss. Die Erfindung betrifft insbesondere ein Verfahren zur Steuerung einer Windenergieanlage und eine Windenergieanlage.
  • TECHNISCHER HINTERGRUND
  • Windenergieanlagen haben einen zunehmend größeren Rotordurchmesser. Dies bringt insbesondere bei deren Konstruktion große Herausforderungen im Hinblick auf die strukturelle Stabilität mit sich. Um auch extremen Windbedingungen standhalten zu können ist es vorteilhaft wenn Rotorblätter eine bestimmte Steifigkeit aufweisen.
  • Eine Möglichkeit die benötigt der Steifigkeit zur Verfügung zu stellen ist es, die Materialstärke von Rotorblättern zu erhöhen. Dies führt jedoch zu einem erhöhten Gewicht der Rotorblätter und steigenden Kosten von Windenergieanlagen. Eine weitere Möglichkeit besteht darin die Dicke des Profils der Rotorblätter zu vergrößern. Hierdurch kann die Steifigkeit ebenfalls erhöht werden, wobei jedoch der Materialeinsatz nicht unnötig vergrößert wird. Dies führt zu kostengünstigeren Rotorblättern.
  • Die Profildicke kann vergrößert werden in dem die Profiltiefe vergrößert wird während die relative Profildicke beibehalten wird. Die Profiltiefe ist der Abstand der Vorderkante zur Hinterkante des Profils. Weiterhin kann die Profildicke vergrößert werden, in dem dickere Profile für ein Rotorblatt verwendet werden, d.h. die relative Dicke vergrößert wird. Die Profiltiefe ist im allgemeinen durch die Lasten auf das Rotorblatt beschränkt. Eine Vergrößerung der Profiltiefe resultiert im allgemeinen zu hören Ermüdungslasten. Ferner kann die Profiltiefe durch Gründe des Transports einer Windenergieanlage beschränkt sein. Weiterhin ist es nicht erstrebenswert die Profiltiefe über gewisse Grenzen hinaus zu vergrößern, da es zu Beulproblemen führen kann.
  • Basierend auf den Begrenzungen der Profiltiefe neigt man dazu die absolute Profildicke von Rotorblättern zu erhöhen. Obwohl dies strukturell vorteilhaft ist, ergeben sich hieraus aerodynamische Nachteile. Zum Beispiel sind die Profile sensitive in Bezug auf die Oberflächenrauigkeit, Ertragsunterschiede zwischen sauberen Rotorblätter und verschmutzten Rotorblättern nehmen zu, und der Widerstand eines Rotorblatts nimmt ebenfalls zu. Diese aerodynamischen Nachteile reduzieren den Ertrag von Windenergieanlagen. Bei der Auslegung und Konstruktion werden daher Kompromisse eingegangen.
  • Um einem Teil der negativen, aerodynamischen Effekte von dickeren Profilen einer Tragflächenstruktur entgegenzuwirken können Vortexgeneratoren (oder Turbulatoren) an Rotorblättern von Windenergieanlagen verwendet werden. Vortexgeneratoren werden eingesetzt um die Leistungsunterschiede zwischen sauberen und verschmutzten Tragflächenstrukturen zu reduzieren bzw. zu minimieren und um einen Strömungsabriss zu verhindern, indem der Strömungsabrisswinkel erhöht wird. Jedoch erzeugen Vortexgeneratoren einen hohen Luftwiderstand. Somit wird das Auftriebs-zu-Widerstandsverhältnis der Tragflächenprofile reduziert. Folglich wird der Ertrag einer Windenergieanlage im Vergleich zu einem sauberen Rotorblatt ohne Vortexgeneratoren reduziert. Die Vortexgeneratoren erzeugen typischerweise einen Ertrag, der zwischen dem eines sauberen Rotorblatts ohne Vortexgeneratoren und einem verschmutzten Rotorblatt ohne Vortexgeneratoren liegt. Bei der Auslegung der Konstruktion werden typischerweise eine Vielzahl von Kompromissen betrachtet.
  • Einziehbare Vortexgeneratoren werden zum Beispiel in der Luftfahrt verwendet (siehe zum Beispiel US 2007/0018056A1
  • Eine weitere Verbesserung bzw. Optimierung des Ertrags von Windenergieanlagen ist erstrebenswert.
  • ZUSAMMENFASSUNG
  • Ausführungsformen der vorliegenden Erfindung stellen ein Verfahren zur Steuerung einer Windenergieanlage gemäß Anspruch 1, eine Anordnung zur Steuerung einer Windenergieanlage mit einem Rotor gemäß Anspruch 10, und eine Windenergieanlage gemäß Anspruch 12 Verfügung. Weitere Details, Ausführungsformen, Merkmale und Aspekt ergeben sich aus den Unteransprüchen, der Beschreibung und den Zeichnungen.
  • Gemäß einem Aspekt wird ein Verfahren zur Steuerung einer Windenergieanlage zur Verfügung gestellt. Das Verfahren beinhaltet Messen einer Schallemission mittels zumindest eines am Rotorblatt angebrachten Drucksensors; Erkennen eines charakteristischen aeroakustischen Geräuschs für zumindest einen Strömungsabriss basierend auf der Schallemission; und Steuern oder Regeln von einer oder mehrerer Komponenten der Windenergieanlage basierend auf dem Erkennen des charakteristischen aeroakustischen Geräuschs des Strömungsabrisses.
  • Gemäß einem Aspekt wird eine Anordnung zur Steuerung einer Windenergieanlage mit einem Rotor zur Verfügung gestellt. Die Anordnung beinhaltet zumindest ein an einem Rotorblatt angebrachter Drucksensor; und eine Auswerteeinheit zum Erkennen eines charakteristischen aeroakustischen Geräuschs für zumindest einen Strömungsabriss basierend auf der Schallemission; und Steuern oder Regeln von einer oder mehrerer Komponenten der Windenergieanlage basierend auf dem Erkennen des charakteristischen aeroakustischen Geräuschs.
  • Gemäß einem weiteren Aspekt werden Windenergieanlagen mit Anordnungen gemäß hier beschriebener Ausführungsformen zur Verfügung gestellt.
  • Gemäß einer weiteren Ausführungsform wird ein Hardwaremodul bereitgestellt, umfassend ein Computerprogramm, das ausgelegt ist, die Verfahren der hier beschriebenen Ausführungsformen durchzuführen.
  • Figurenliste
  • Ausführungsbeispiele sind in den Zeichnungen dargestellt und in der nachfolgenden Beschreibung näher erläutert. In den Zeichnungen zeigen:
    • 1 zeigt schematisch ein Rotorblatt mit einer Anordnung bzw. eine Messvorrichtung angepasst zur Verbesserung des Ertrags hinsichtlich der Erkennung eines Strömungsabrisses an einer Windenergieanlage gemäß hierin beschriebenen Ausführungsformen;
    • 2 zeigt eine Windenergieanlage gemäß hierin beschriebenen Ausführungsformen,
    • 3 zeigt schematisch einen faseroptischen Drucksensor mit einer Kavität in einem Längsschnitt entlang einer Lichtleiterachse, gemäß einer Ausführungsform;
    • 4A zeigt schematisch einen faseroptischen Drucksensor mit einem optische Resonator gemäß einer Ausführungsform;
    • 4B zeigt den in 4A dargestellten faseroptischen Drucksensor in einer perspektivischen Ansicht gemäß einer Ausführungsform;
    • 5 zeigt schematisch einen Messaufbau für einen faseroptischen Drucksensor gemäß hier beschriebenen Ausführungsformen;
    • 6 zeigt schematisch einen Messaufbau für einen faseroptischen Drucksensor gemäß hier beschriebenen Ausführungsformen;
    • 7 zeigt ein Ablaufdiagram eines Verfahrens zur Steuerung bzw. Regelung einer Windenergieanlage gemäß Ausführungsformen der Erfindung.
  • In den Zeichnungen bezeichnen gleiche Bezugszeichen gleiche oder funktionsgleiche Komponenten oder Schritte.
  • DETAILLIERTE BESCHREIBUNG DER AUSFÜHRUNGSFORMEN
  • Im Folgenden wird detaillierter Bezug genommen auf verschiedene Ausführungsformen der Erfindung, wobei ein oder mehrere Beispiele in den Zeichnungen veranschaulicht sind.
  • Ausführungsformen der vorliegenden Erfindung beziehen sich auf die Messung von Luftschall, insbesondere mit faseroptischen Drucksensoren, in einem Frequenzband, zum Beispiel einem breiten Frequenzband. Die Geräusche bzw. der Lärm, d. h. der gemessene Luftschall, kann analysiert werden und in unterschiedliche Kategorien unterteilt werden bzw. klassifiziert werden. Insbesondere kann ein Geräusch für den Strömungsabriss identifiziert werden. Der einem Strömungsabriss zugeordnete Luftschall kann verwendet werden, um Vortexgeneratoren zu bewegen oder zu verändern. Insbesondere können Vortexgeneratoren an einem inneren Teil eines Rotorblattes bewegt werden oder ausgefahren werden. Weiterhin können Vortexgeneratoren verändert werden, so dass durch die Veränderung ein aktiver Zustand und ein passiver Zustand zur Verfügung gestellt werden können. Eine Veränderung eines Vortexgenerators in einen aktiven Zustand führt zu einer aerodynamischen Wirkung während eine Veränderung einen passiven Zustand, die aerodynamische Wirkung reduziert oder unterbindet. Dies reduziert die Last an äußeren Teilen des Rotorblatts und verhindert einen Strömungsabriss bzw. das Geräusch des Strömungsabrisses. Da die volle Leistungsfähigkeit des Rotorblatts an seinem inneren Teil zur Verfügung gestellt ist, erhöht sich der Ertrag der Windenergieanlage. Für Betriebsbedingungen, bei denen das charakteristische Geräusch eines Strömungsabrisses nicht detektiert wird, können die Vortexgeneratoren bewegt werden bzw. zurückgezogen werden oder in einen passiven Zustand verändert werden. Unnötiger Strömungswiderstand durch Vortexgeneratoren und deren Nachteile können hierbei vermieden werden. Weiterhin können alternativ oder zusätzlich der Pitchwinkel und/oder eine Schnelllaufzahl (tip speed ratio, TSR) basierend auf dem erkannten Geräusch eines Strömungsabrisses verbessert bzw. optimiert werden, um den Ertrag der Windenergieanlage zu verbessern bzw. zu maximieren.
  • 1 zeigt die Anordnung 100 zur Steuerung einer Windenergieanlage. Diese kann teilweise in einem Rotorblatt 101 zur Verfügung gestellt sein.. Die Anordnung 100 umfasst eine Auswerteeinheit 250. Die Auswerteeinheit 250 ist mit zumindest einem ersten Drucksensor 120 verbunden. Der zumindest eine Drucksensor 120, wie zum Beispiel ein faseroptischer Drucksensor, kann beispielsweise über Signalleitungen, wie in etwa elektrische Leitungen, faseroptische Leitungen etc. mit der Auswerteeinheit 250 verbunden sein.
  • Gemäß manchen Ausführungsformen, die mit anderen Ausführungsformen kombiniert werden können, kann ein faseroptischer Drucksensoren in einem Bereich 125 entlang des Radius des Rotorblatts 101 zur Verfügung gestellt sein. Weiterhin können weitere Drucksensoren entlang weiterer, zum Beispiel radial angeordneter Bereiche 125 des Rotorblatts angeordnet sein. Gemäß typischen Ausführungsformen können Drucksensoren 120 an der Hinterkante des Rotorblatts 120 zur Verfügung gestellt sein. Die Bewegungsrichtung des Rotorblatts am Rotor ist exemplarisch mit Pfeil 104 dargestellt.
  • Gemäß hier beschriebenen Ausführungsformen sind an einem Rotorblatt Vortexgeneratoren 150 zur Verfügung gestellt. Wie durch die Pfeile 152 dargestellt, kann ein Vortexgenerator mit einem Aktuator bewegt werden. Alternativ oder zusätzliche kann der Vortexgenerator verändert werden, insbesondere um von einem passiven in einen aktiven Zustand oder von einem aktiven Zustand in einen passiven Zustand zu gelangen. In der vorliegenden Offenbarung wird zumeist auf eine Bewegung eines Vortexgenerators Bezug genommen. Alternative oder zusätzlich können gemäß hier beschriebener Ausführungsformen Vortexgeneratoren veränderlich ausgestaltet sein. Ein veränderlicher Vortextgenerator kann einen aktiven oder einen passiven Zustand einnehmen.
  • Ein Vortexgenerator kann zurückgezogen werden oder ausgefahren werden. Im zurückgezogenen Zustand kann der Luftwiderstand des Vortexgenerators reduziert sein, insbesondere im Vergleich zum ausgefahrenen Zustand. Zum Beispiel kann gemäß einigen Ausführungsformen, die mit anderen hier beschriebenen Ausführungsformen kombiniert werden kann, ein Vortexgenerator bewegt werden bzw. eingezogen werden (oder verändert werden), um im Wesentlichen plan oder oberflächenbündig mit einer Oberfläche des Rotorblatts 101 angeordnet zu sein.
  • Die Auswerteeinheit 250 kann den mittels der faseroptischen Drucksensoren gemessenen Luftschall analysieren. Ein Geräusch, das einem Strömungsabriss zugeordnet werden kann, wird detektiert. Bei der Bestimmung eines Strömungsabriss, kann die Auswerteeinheit 250 die Aktuatoren bzw. einen Aktuator zum Bewegen oder Verändern eines Vortexgenerators ansteuern. Gemäß weiteren, alternativen oder zusätzlichen Ausgestaltungen, kann die Auswerteeinheit 250 einen oder mehrere Sollwerte für zumindest einen der Parameter ausgewählt aus der Gruppe bestehend aus: einer Schnelllaufzahl und eines Pitchwinkels bestimmen.
  • In 1 hat die Längsachse 103 des Rotorblatts 101 ein dazu ausgerichtetes Koordinatensystem, das heißt ein blattfestes Koordinatensystem, das in 1 exemplarisch durch vorstehend beschriebe erste Achse 131 und zweite Achse 132 dargestellt ist. Die dritte Achse 133 ist im Wesentlichen parallel zur Längsachse 103. Eine Änderung des Pitchwinkels entspricht im Wesentlichen einer Rotation des Rotorblatts um die Längsachse 103..
  • Das Rotorblatt 101 aus 1 ist mit der Anordnung 100 ausgestattet. Ein oder mehrere Drucksensoren 120 sind in einem oder mehreren Bereichen 125 angebracht. Zum Beispiel können Drucksensoren an radial unterschiedlichen Positionen, d.h. entlang der Achse 103, zur Verfügung gestellt sein. Drucksensoren 120 können beabstandet, insbesondere in Richtung der Längsachse 103 des Rotorblatts 101 beabstandet sein.
  • Mittels der Drucksensoren kann der emittierte Schallpegel erfasst werden. Insbesondere kann der Schallpegel frequenzabhängig bestimmt werden. Insbesondere kann der Schallpegel frequenzabhängig in einem breiten Frequenzband, zum Beispiel von 10 Hz bis 30 kHz, insbesondere von 50 Hz bis 500 Hz gemessen werden. Zum Beispiel können Drucksensoren an einer Hinterkante eines Rotorblatts zur Verfügung gestellt sein.
  • Der Schallpegel bzw. das Geräusch kann analysiert werden. Unterschiedliche Ursachen von Schall können bei einer Windenergieanlage anhand charakteristischen Eigenschaften unterschieden werden. Somit kann durch eine entsprechende Auswertung ermittelt werden, ob der gemessene Luftschall einem Strömungsabriss zuzuordnen ist bzw. ob der gemessene Luftschall Komponenten aufweist, zum Beispiel im Falle von Überlagerung mehrerer Effekte, die einem Strömungsabriss zuzuordnen ist. Wird ein Strömungsabriss akustisch detektiert, können Signale zur Steuerung der Windenergieanlage, zur Regelung der Windkraftanlage, und/oder zur Steuerung von beweglichen oder veränderlichen Vortexgeneratoren generiert werden. Signale können zum Beispiel von der Auswerteeinheit 250 generiert werden.
  • Neben der Steuerung beweglicher oder veränderbaren Vortexgeneratoren können zum Beispiel auch Sollwerte für die Schnelllaufzahl und/oder den Pitchwinkel bestimmt werden bzw. definiert werden. Die Sollwerte für den Betrieb werden eingestellt, um den Ertrag Windenergieanlage zu erhöhen. Zum Beispiel können die Werte der verbesserten Betriebsparameter basierend auf einem lookup table ermittelt werden, der zum Beispiel Werte für optimale Pitchwinkel und schnelle Laufzahlen für unterschiedliche aeroakustische Geräusche enthält. Ein solcher lookup table kann zum Beispiel in einer Auswerteeinheit zur Verfügung gestellt sein. Als Auswerteeinheit, kann auch eine Kontrolleinheit oder jedwede andere digitale Rechnereinheit einer Windenergieanlage angesehen werden. Zum Beispiel kann im Rahmen eines lookup tables zwischen dort zur Verfügung gestellten Werten interpoliert werden, um neue Sollwerte für Betriebsparameter zu bestimmen.
  • Gemäß Ausführungsformen der vorliegenden Erfindung, kann der Ertrag einer Windenergieanlage verbessert werden bzw. optimiert werden, Strömungsabriss kann vermieden werden, und/oder hohe Lasten können vermieden bzw. reduziert werden. Vortexgeneratoren können bei Bedarf eingesetzt werden, zum Beispiel ausgefahren oder verändert werden. Im Falle von Betriebsbedingungen, die keine Vortexgeneratoren erfordern könne die Vortexgeneratoren eingefahren werden oder in einen passiven Zustand versetzt werden, um unnötigen Luftwiderstand (drag) zu vermeiden.
  • Gemäß hier beschriebener Ausführungsformen wird ein Drucksensor, zum Beispiel ein faseroptischer Drucksensor, der angepasst ist, einen Schallpegel zu messen an einem Rotorblatt zur Verfügung gestellt bzw. montiert. Ein faseroptischer Drucksensor kann vorteilhaft in Windenergieanlagen eingesetzt werden, da er keine metallischen Teile benötigt. Ferner ermöglicht das Messprinzip die aeroakustische Messung in einem breiten Frequenzbereich. Die aeroakustische Messung kann unmittelbar am Rotorblatt erfolgen.
  • Gemäß weiteren Ausführungsformen der vorliegenden Offenbarung ist ein Verfahren zur Steuerung einer Windenergieanlage zur Verfügung gestellt. Ein entsprechendes Flussdiagramm ist in 7 dargestellt. Das Verfahren beinhaltet ein Messen einer Schallemission mittels eines am Rotorblatt angebrachten Drucksensors, wie zum Beispiel durch Box 702 illustriert. Wie in Box 704 dargestellt wird eines charakteristischen aeroakustischen Geräuschs für zumindest einen Strömungsabriss basierend auf der Schallemission erkannt. Hierbei können auch mehrere aeroakustische Geräusche erkannt werden. Zum Beispiel können auch Geräusche für eine Turbulenzintensität oder Strömungseingangsgeräusche charakterisiert werden. Aus der Erkennen eines Strömungsabrisses wird eine oder mehrere Komponenten geregelt oder gesteuert, sie Box 706. Zum Beispiel können VGs gesteuert werden. Ferner kann der Rotor bzw., dessen Schnelllaufzahl oder eine Rotorblatt bzw., dessen Pitchwinkel gesteuert oder geregelt werden.
  • Eine Echtzeitermittlung der charakteristischen aeroakustischen Geräusche kann zum Beispiel eine Ermittlung mit einer Rate von 1 Hz oder schneller sein. Ein Messung des Schallpegels kann hierzu mit einer vielfach höheren Abtastrate erfolgen.
  • 2 zeigt einen Teil einer Windenergieanlage 300. Auf einem Turm 40 ist eine Gondel 42 angeordnet. An einer Rotornabe 44 sind Rotorblätter 101 angeordnet, so dass der Rotor (mit der Rotornabe und den Rotorblättern) in einer durch die Linie 305 dargestellten Ebene rotiert. Typischerweise ist diese Ebene relativ zu der Senkrechten 307 geneigt. An den Rotorblättern sind Vortexgeneratoren und faseroptische Drucksensoren zur Verfügung gestellt. Ein Vortexgeneratoren ist mit einem Aktuator verbunden, um zum Beispiel einen beweglichen Vortexgenerator zur Verfügung zu stellen. Ein Aktuator kann gemäß hier beschriebene Ausführungsformen ausgewählt sein aus der Gruppe bestehend aus, elektrischen Aktuatoren, pneumatischen Aktuatoren, hydraulischen Aktuatoren, und Kombinationen daraus. Insbesondere pneumatische Aktoren können im Rahmen einer Windenergieanlage sinnvoll eingesetzt werden, da ein sich bewegender Rotor Druckunterschiede im Luftdruck erfährt, die gegebenenfalls für einen Aktor Anwendung finden können.
  • Durch die Ausführungsformen der vorliegende Erfindung können Vortexgeneratoren (VGs) nur unter bestimmten Bedingungen aktiviert werden. Diese Bedingungen basieren auf aeroakustischen Geräuschen. Durch die bedingte Aktivierung der VGs kann unnötiger Luftwiderstand vermieden werden. Bei Aktivierung ist die Verwendung von VGs empfehlenswert oder notwendig. Folglich kann eine bedingten Aktivierung den Gesamtertrag verbessern.
  • Gemäß hier beschriebenen Ausführungsformen können VGs in weiten Bereichen eines Rotorblatts verwendet werden, da eine unnötiger Anstieg des Luftwiderstands reduziert oder vermieden werden kann. Zum Beispiel können VGs in einem Bereich von zumindest 50% des Blattradius entlang der Läge eines Rotorblatts angebracht werden. Durch die erweiterte Nutzung von VGs kann die Leistungsfähigkeit eines Rotorblatts verbessert werden. Zum Beispiel kann es robuster im Hinblick auf Blattverschmutzung ausgelegt werden, ohne den Ertrag im Rahmen eines Kompromisses zu sehr zu vernachlässigen.
  • Gemäß Ausführungsformen der vorliegenden Erfindung können Rotorblätter mit dickeren Blattprofilen, insbesondere an äußeren radialen Positionen zur Verfügung gestellt werden. Ferner geschieht dies in Kombination mit beweglichen, d.h. einziehbaren VGs. Es kann somit eine größere Steifigkeit durch dickere Profile zur Verfügung gestellt werden, ohne die Materialstärke zur erhöhen bzw. wobei die Materialstärke gegebenenfalls sogar verringert werden kann. Hierdurch können Kosten für ein Rotorblatt reduziert werden.
  • Die aeroakustische Messung mit faseroptischen Sensoren erlaubt somit eine Kostenreduktion mittels vergrößerter Profildicke von Rotorblättern. Alternativ oder zusätzlich kann die Profiltiefe gemäß der oben beschriebenen Zusammenhänge nach Bedarf reduziert werden. Folglich können auch Lasten, die zu eine Abnutzung bzw. Schwächung oder Alterung führen, reduziert werden. Kosten für eine Windenergieanlage können somit weiter verringert werden.
  • Eine Detektion von Strömungsbedingungen, die zu einem Strömungsabriss führen, kann auch für Sollwerte von Betriebsparametern für eine Steuerung bzw. Regelung erfolgen. Aeroakustische Geräusche können lokal und/oder in Echtzeit bzw. quasi Echtzeit zur Verfügung gestellt werden. Zum Beispiel werden ein oder mehrerer Sollwerte für zumindest einen der Parameter ausgewählt aus der Gruppe bestehend aus: einer Schnelllaufzahl und eines Pitchwinkel bestimmt. Die Windenergieanlage wird basierend auf des einen oder der mehreren Sollwerte gesteuert bzw. geregelt. Eine Echtzeitermittlung, von zum Beispiel einem Strömungsabriss, kann zum Beispiel eine Ermittlung mit einer Rate von 1 Hz oder schneller sein. Ein Messung des Schallpegels kann hierzu mit einer vielfach höheren Abtastrate erfolgen. Betriebsparameter wie Schnelllaufzahl und Pitchwinkel müssen folglich nicht unter einer Annahme von schwierigsten Bedingungen getroffen werden. Die Parameter bzw. deren Sollwerte können basierend auf der Messung angepasst werden, um so den Ertrag zu verbessern. Zum Beispiel können die Parameter für die jeweiligen Bedingungen des Rotorblatts und den atmosphärischen Bedingungen angepasst werden.
  • Die Verwendung von faseroptischen Drucksensoren mit ihrer Messcharakteristik erlaubt es bewegliche VGs zu verwenden. Bislang wurden VGs an Windenergieanlagen starr angebracht, wobei der Ertrag für Bedingungen ohne Gefahr von Strömungsabriss beeinträchtigt wurde. Der Betriebspunkt von Rotorblättern wurde bislang so gewählt, um unter extremen Bedingungen einen Strömungsabriss zur vermeiden. Dies geschah durch Beeinträchtigung bzw. Abwägung des Ertrags für normale Betriebsbedingungen und/oder Zeiten, zu denen die Blattoberfläche sauberer ist bzw. die Strömung nicht gestört ist.
  • Durch die hier beschriebenen Mess- und Auswerteprinzipien kann der Gesamtertrag basierend auf einem oder mehreren der hier beschriebenen Mechanismen verbessert werden.
  • 3 zeigt schematisch einen faseroptischen Drucksensor 110 in einem Längsschnitt entlang einer Lichtleiterachse eines Lichtleiters 112, gemäß einer Ausführungsform. Ein faseroptischer Drucksensor kann zur Schallemissionsmessung zur Messung von Aeroakustischen Geräuschen verwendet werden. Faseroptische Drucksensoren sind bevorzugt für Verfahren zur Steuerung einer Windenergieanlage gemäß hier beschriebenen Ausführungsformen, Anordnungen zur Steuerung einer Windenergieanlage mit einem Rotor gemäß hier beschriebenen Ausführungsformen, und Windenergieanlagen gemäß hier beschriebener Ausführungsformen. Die Möglichkeit einer Messung ohne metallische Leitungen und Komponenten ist insbesondere für die Reduzierung von Blitzschäden vorteilhaft.
  • Wie in 3 gezeigt, erstreckt sich der Lichtleiter 112 unterhalb eines Sensorkörpers 300. In dem Sensorkörper 300 ist eine Kavität 302 ausgebildet, welche mit einer Sensormembran 303 abgedeckt ist. Der Sensorkörper 300 ist in seiner Gesamtheit mit einer Abdeckung 304 versehen, derart, dass eine einstellbare Gesamt-Sensordicke 305 erreicht wird.
  • An einer longitudinalen Position unterhalb der Kavität 302 ist der äußere Schutzmantel des Lichtleiters 112 entfernt, so dass ein Lichtleitermantel 115 und/oder ein Lichtleiterkern 113 entlang der unteren Seite des Sensorkörpers 300 verlaufen.
  • An einem Ende oder in der Nähe des Endes des Lichtleiters 112 ist eine optische Umlenkeinheit 301 angebracht, welche dazu dient, aus dem Lichtleiter austretendes Licht um ungefähr 90° in Richtung auf den Sensorkörper 300, zum Beispiel um 60° bis 120°, und damit auf die Kavität 302 umzulenken. Das Ende des Lichtleiters 112 dient hierbei sowohl als Lichtaustrittsfläche zum Emittieren von Licht in Richtung zur optischen Umlenkeinheit 301 als auch als Lichteintrittsfläche zum Aufnehmen von Licht, welches aus der Kavität 302 zurück reflektiert wird.
  • Der beispielsweise als ein Substrat ausgebildete Sensorkörper 300 wird durchstrahlt, derart, dass Licht in die Kavität 302 eintreten und an der Sensormembran 303 reflektiert werden kann. Die Oberseite und die Unterseite der Kavität bilden somit einen optischen Resonator, wie beispielsweise einen Fabry-Perot-Resonator. Das Spektrum des in die optische Faser zurückgeworfenen Lichts zeigt ein Interferenzspektrum, insbesondere Interferenzmaxima bzw. Interferenzminima, deren Lage von der Größe des optischen Resonators abhängt. Durch eine Analyse der Lage der Maxima bzw. Minima im reflektierten Spektrum kann eine Veränderung der Resonator-Größe bzw. eine druckabhängige Auslenkung der Sensormembran 303 detektiert werden.
  • Um einen faseroptischen Drucksensor, wie er zum Beispiel in 3 dargestellt ist, zur Verfügung zu stellen, ist es von Vorteil, wenn der faseroptische Drucksensor in einem Querschnitt senkrecht zum Lichtleiter 112 in 3 eine geringe Abmessung 305 aufweist. Zum Beispiel kann eine maximale Abmessung 305 in einem Querschnitt senkrecht zur Achse des Lichtleiter 112 10 mm oder weniger betragen, und kann insbesondere 5 mm oder weniger betragen. Durch die Ausgestaltung, wie sie in Bezug auf 3 dargestellt ist, kann eine solche Dimensionierung einfach realisiert werden.
  • Zur Durchführung einer Druckmessung wird die Sensormembran 303 dem zu erfassenden Druck ausgesetzt. Abhängig vom anliegenden Druck wölbt sich die Membran, wodurch die Querschnittsabmessungen der Kavität 302 und damit des optischen Resonators kleiner werden. Durch die Druckmessung kann Schallemission, wie Sie zum Beispiel durch einen Strömungsabriss entsteht, mit dem Drucksensor gemessen werden.
  • Gemäß einer Ausführungsform, die mit anderen Ausführungsformen kombiniert werden kann, kann der Sensor zur Messung von Luftschall verwendet werden. Der Sensor zur Messung von Luftschall kann z.B. an der Hinterkante eines Rotorblatts, angebracht werden.
  • Gemäß einer weiteren Ausführungsform weisen der faseroptische Drucksensor 110 und/oder das Ende des Lichtleiters 112 mindestens eine optische Strahlformungskomponente auf, beispielsweise am Ende des Lichtleiterkerns 113, um den aus dem Lichtleiterkern 113 austretenden Lichtstrahl zu formen, beispielsweise um denselben aufzuweiten. Die optische Strahlformungskomponente weist mindestens eines der folgenden auf: eine Gradientenindex-Linse (GRIN-Linse), einen Mikrospiegel, ein Prisma, eine Kugellinse, und jedwede Kombination davon.
  • Gemäß einer weiteren Ausführungsform, welche mit anderen hierin beschriebenen Ausführungsformen kombiniert werden kann, kann die Umlenkeinheit 301 mit einem der folgenden integral ausgebildet sein: einer Gradientenindex-Linse (GRIN-Linse), einem Mikrospiegel, einem Prisma, einer Kugellinse, und jedweder Kombination davon.
  • Auf diese Weise wird ein faseroptischer Drucksensor 110 erhalten, welcher aufweist: einen Lichtleiter 112 mit einem Ende, eine mit dem Ende des Lichtleiters 112 verbundene optische Umlenkeinheit 301 und den Sensorkörper 300, an welchem mittels der Sensormembran 303 ein optischer Resonator 302 ausgebildet ist, wobei der Lichtleiter 112 und/oder die Umlenkeinheit 301 an dem Sensorkörper 300 mittels eines aushärtbaren Klebers oder einer Lötverbindung angebracht sind. Gemäß einer Ausführungsform kann der aushärtbare Kleber als ein mittels UV-Licht aushärtbarer Kleber bereitgestellt sein.
  • Gemäß Ausführungsformen, welche mit anderen hierin beschriebenen Ausführungsformen kombinierbar sind, kann der optische Resonator 302 als ein Fabry-Perot-Interferometer ausgebildet sein, das eine Kavität mit der mindestens einen Sensormembran 303 bildet. Auf diese Weise kann eine hohe Auflösung bei der Erfassung einer druckabhängigen Auslenkung der Sensormembran 303 erreicht werden.
  • Gemäß Ausführungsformen, welche mit anderen hierin beschriebenen Ausführungsformen kombinierbar sind, kann der optische Resonator 302 eine Kavität bilden, welche luftdicht zur Umgebung abgeschlossen ist und einen vorbestimmten Innendruck aufweist. Auf diese Weise wird die Möglichkeit bereitgestellt, eine auf den Innendruck bezogene Referenzmessung auszuführen. Für die Messung eines Schalldruckpegels ist die Membran ausgestaltet um bei einem entsprechenden Schalldruck eine Bewegung, insbesondere eine oszillierende Bewegung auszuführen, die über den optischen Resonator in ein optisches Signal übertragen wird.
  • Gemäß weiteren Ausführungsformen, welche mit hierin beschriebenen Ausführungsformen kombinierbar sind, kann der optische Resonator 302 eine Kavität bilden, welche luftdicht zur Umgebung abgeschlossen ist und evakuiert ist.
  • Mit einem derartigen faseroptischen Drucksensor 110 ist es möglich, eine optische Druckmessung mittels des Erfassen eines aus dem optischen Resonators ausgegebenen optischen Interferenzspektrums, und Auswerten des Interferenzspektrums zur Bestimmung des zu messenden Drucks. Bei einem Auswerten kann die Phasenlage des Interferenzspektrums ausgewertet werden. Zu diesem Zweck wird beispielsweise ein sinusförmiges Interferenzspektrum über ein Kantenfilter zur Auswertung herangezogen. Gemäß einem Ausführungsbeispiel, welches mit anderen hierin beschriebenen Ausführungsbeispielen kombiniert werden kann, kann das Spektrum derart gewählt werden, dass einige Perioden des Interferenzspektrums von der Lichtquelle abgedeckt werden. Mit anderen Worten ist es in typischer Weise möglich, eine Interferenzperiode von 20 nm bereitzustellen, während die Lichtquellenbreite 50 nm beträgt. Aufgrund der spektralen Auswertung kann die Kohärenzlänge der einfallenden Strahlung hier gegebenenfalls nicht berücksichtigt werden.
  • Faseroptische Drucksensoren erlauben es aeroakustische Geräusche der Windenergieanlage in einem breiten Frequenzbereich zu erfassen. Die aeroakustischen Geräusche können in analysiert werden. Es können Kategorien des Geräuschs ermittelt werden. Zum Beispiel kann das Geräusch der Hinterkante eines Rotorblatts, einem Strömungsabriss, und/oder einem Eingangsturbulenzgeräusch zugeordnet werden. Gemäß hier beschriebenen Ausführungsformen kann aus dem aeroakustischen Geräusch zumindest eine Charakteristik für einen Strömungsabriss ermittelt werden. Es kann Anhand des Gesamtgeräuschs ermittelt werden, ob ein Strömungsabriss vorliegt bzw. droht vorzuliegen.
  • Die unterschiedlichen aerodynamischen Geräusche haben individuelle Frequenzbereich und Charakteristiken. Das Geräusche eines Strömungsabrisses ist ein halbtonales, breitbandiges Geräusch, mit Spitzen bei mittleren und niedrigen Frequenzen. Zum Beispiel können Schallpegelspitzen im Bereich von 30 Hz bis 5 kHz, insbesondere von 50 Hz bis 500 Hz auftreten. Durch diese Charakterisierung kann das Geräusch eines Strömungsabrisses detektiert werden. Es wird ermittelt, dass ein Strömungsabriss auftritt bzw. beginnt aufzutreten.
  • Gemäß hier beschriebener Ausführungsformen kann bei der Detektion ein Signal ausgegeben werden, zum Beispiel durch die Auswerteeinheit 250 in 1. VGs, die für den Betrieb ohne Strömungsabriss innerhalb eines Rotorblatts, zum Beispiel plan oder oberflächenbündig mit der Oberfläche eines Rotorblatts angeordnet sind, können ausgefahren werden. Hierdurch werden Lasten an den äußeren Rotorblattbereichen reduziert, was den Strömungsabriss verhindert. Der Strömungsabriss hat eine halbtonale Charakteristik für das menschliche Ohr.
  • In 1 sind Drucksensoren 120 und VGs 150 in Bereichen 125 angeordnet. Die Bereiche können zum Beispiel einzeln ausgewertet und/oder die VGs können einzeln angesteuert werden, zum Beispiel für zwei oder mehr Bereiche entlang der Längsachse des Rotorblatts. Somit kann eine Strömungsabriss in Bereiche unterteilt verhindert werden. Wird zum Beispiel in einem äußeren Bereich durch Drucksensoren in einem äußeren Bereich ein Strömungsabriss detektiert, können VGs in diesem Bereich bewegt bzw. aktiviert werden. Die volle Leistungsfähigkeit in einem inneren Bereich wird beibehalten. Durch die Steuerung bzw. Regelung kann der Gesamtertrag der Windenergieanlage verbessert werden. Im Falle einer Analyse des aerodynamischen Geräusches, die keinen Strömungsabriss ergibt, können VGs eingefahren werden. Ein unnötiger Luftwiderstand wird verhindert.
  • Wie oben bereits beschrieben, kann die Detektion eines Strömungsabrisses basierend auf der Charakteristik des aeroakustischen Geräusches auch für Sollwerte anderen Betriebsparameter für eine Steuerung bzw. Regelung verwendet werden. Die Betriebsparameter können zum Beispiel eine Schnelllaufzahl (TSR) und/oder ein Rotorblatt-Pitchwinkel sein. Somit können auch durch die Sollwerte der Betriebsparameter eine Strömungsabriss verhindert werden.
  • 4A zeigt schematisch einen faseroptischen Drucksensor oder Drucksensor 910 mit einem optischen Resonator 930. Das Prinzip eines faseroptischen Drucksensors 910 beruht auf einer ähnlichen Wirkung wie jener des faseroptischen Drucksensors, d.h. eine Auslenkung einer Membran ändert die Länge eines Resonators. Gemäß einigen Ausführungsformen von Druck- und/oder Drucksensoren, wie in 4A exemplarisch anhand eines Drucksensors mit einer Masse 922 dargestellt, kann der optische Resonator 930 auch in einem Bereich zwischen der Austrittsfläche des Lichtleiters 112 und einer Reflexionsfläche einer Membran 914 gebildet werden. Um die Auslenkung der Membran 914 bei einer vorgegebenen Beschleunigung zu verstärken, kann gemäß manchen Ausführungsformen, welche mit hierin beschriebenen Ausführungsformen kombinierbar sind, auf der Membran eine Zusatzmasse 922 angebracht sein.
  • Gemäß Ausführungsformen, welche mit anderen hierin beschriebenen Ausführungsformen kombinierbar sind, kann der faseroptische Sensor 910 zum Messen von Schall und/oder einer Beschleunigung in einer Richtung ungefähr senkrecht zur Oberfläche des optischen Resonators herangezogen werden. Hierbei kann der faseroptische Sensor 910 als ein Drucksensor wie folgt zur Verfügung gestellt werden. Der faseroptische Sensor 910 beinhaltet einen Lichtleiter 112 bzw. eine optische Faser mit einer Lichtaustrittsfläche. Ferner beinhaltet der faseroptische Sensor 910 eine Membran 914 und eine mit der Membran 303 in Verbindung stehende Masse 922. Hierbei kann die Masse 922 entweder zusätzlich zur Masse der Membran zur Verfügung gestellt werden oder die Membran kann mit einer geeigneten ausreichend großen Masse ausgestaltet sein. Der so bereitgestellte faseroptische Drucksensor 910 beinhaltet einen optischen Resonator 930, der zwischen der Lichtaustrittsfläche des Lichtleiters 112 und der Membran 914 entlang einer Erstreckung 901, 903 ausgebildet ist. Zum Beispiel kann der Resonator ein Fabry-Perot-Resonator sein.
  • Ferner beinhaltet der faseroptische Drucksensor 910 eine optische Umlenkeinheit 916, die im Strahlengang zwischen der Lichtaustrittsfläche und der Membran 914 zur Verfügung gestellt ist, wobei die optische Umlenkeinheit 916 als ein Prisma oder ein Spiegel in einem Winkel von 30° bis 60° relativ zu einer optischen Achse des Lichtleiter bzw. der optischen Faser angeordnet sein kann. Zum Beispiel kann der Spiegel in einem Winkel von 45° ausgebildet sein. Das primäre optische Signal wird wie durch den Pfeil 901 angedeutet durch den Spiegel 916 umgelenkt und auf die Membran 914 gerichtet. An der Membran 914 findet eine Reflexion des primären optischen Signals statt. Das reflektierte Licht wird wie durch den Pfeil 903 dargestellt zurück in die optische Faser bzw. den Lichtleiter 112 gekoppelt. Somit wird zwischen der Lichtaustrittsfläche für den Austritt des primären optischen Signals und der Membran 914 der optische Resonator 930 ausgebildet. Hierbei ist zu berücksichtigen, dass im Allgemeinen die Lichtaustrittsfläche des primären optischen Signals gleich der Lichteintrittsfläche für das reflektierte sekundäre Signal ist. Der optische Resonator 930 kann somit als Fabry-Perot-Resonator ausgebildet sein.
  • Die in den 4A und 4B dargestellten Komponenten eines extrinsischen faseroptischen Drucksensors 910 können gemäß beispielhaften Ausführungsformen aus folgenden Materialien bestehen. Der Lichtleiter 112 kann zum Beispiel eine Glasfaser, eine optische Faser oder ein Lichtwellenleiter sein, wobei Materialien wie optische Polymere, Polymethylmethacrylat, Polycarbonat, Quarzglas, Ethylen- Tetrafluorethylen verwendet werden können, die gegebenenfalls dotiert sind. Das Substrat 912 bzw. der darin ausgestaltete Spiegel 916 kann zum Beispiel aus Silizium bestehen. Die Membran kann aus einem Kunststoff oder einem Halbleiter zur Verfügung gestellt werden, der geeignet ist, als dünne Membran ausgebildet zu werden.
  • Insbesondere bei einer Verringerung bzw. einem Entfallen der Masse 922 kann die Membran 914 sowohl zur Messung eines statischen Drucks verwendet werden als auch zur Messung eines Schalldruckpegels. Für die Messung eines statischen Drucks ist der Bereich des optischen Resonators 930 vom Umgebungsdruck getrennt, so dass bei einer Änderung des Umgebungsdrucks eine Bewegung der Membran stattfindet. Für die Messung eines Schalldruckpegels ist die Membran derart ausgelegt, um bei einem entsprechenden Schalldruck eine Bewegung, insbesondere eine oszillierende Bewegung auszuführen, die über den optischen Resonator 930 in ein optisches Signal übertragen wird.
  • 5 zeigt ein typisches Messsystem zur faseroptischen Druckmessung gemäß den hierin beschriebenen Ausführungsformen. Das System enthält einen oder mehrere Drucksensoren 110. Das System weist eine Quelle 602 für elektromagnetische Strahlung, zum Beispiel eine Primärlichtquelle, auf. Die Quelle 602 dient zur Bereitstellung von optischer Strahlung, mit welcher mindestens ein faseroptischer Drucksensor 110 bestrahlt werden kann. Zu diesem Zweck ist eine optische Übertragungsfaser bzw. ein Lichtleiter 603 zwischen der Primärlichtquelle 602 und einem ersten Faserkoppler 604 bereitgestellt. Der Faserkoppler 604 koppelt das Primärlicht in die optische Faser bzw. den Lichtleiter 112 ein. Die Quelle 602 kann zum Beispiel eine Breitbandlichtquelle, einen Laser, eine LED (light emitting diode), eine SLD (Superlumineszenzdiode), eine ASE-Lichtquelle (Amplified Spontaneous Emission-Lichtquelle) oder ein SOA (Semiconductor Optical Amplifier) sein. Es können für hier beschriebene Ausführungsformen auch mehrere Quellen gleichen oder unterschiedlichen Typs (s.o.) verwendet werden.
  • Das Sensorelement, wie zum Beispiel ein optischer Resonator 302, ist an die Sensorfaser 112 optisch angekoppelt. Das von den faseroptischen Drucksensoren 110 zurückgeworfene Licht wird wiederum über den Faserkoppler 604 geleitet, welcher das Licht über die Übertragungsfaser 605 in einen Strahlteiler 606 leitet. Der Strahlteiler 606 teilt das zurückgeworfene Licht auf zur Detektion mittels eines ersten Detektors 607 und eines zweiten Detektors 608. Hierbei wird das auf dem zweiten Detektor 608 detektierte Signal zunächst mit einer optischen Filtereinrichtung 609 gefiltert. Durch die Filtereinrichtung 609 kann eine Position eines aus dem optischen Resonator 302 ausgegebenen Interferenzmaximums oder -minimums bzw. eine Wellenlängenänderung durch den optischen Resonator detektiert werden.
  • Im Allgemeinen kann ein Messsystem, wie es in 5 dargestellt ist, ohne den Strahlteiler 606 bzw. den Detektor 607 zur Verfügung gestellt sein. Der Detektor 607 ermöglicht jedoch eine Normierung des Messsignals des Drucksensors in Bezug auf anderweitige Intensitätsfluktuationen, wie zum Beispiel Schwankungen der Intensität der Quelle 602, Schwankungen durch Reflexionen an Schnittstellen zwischen einzelnen Lichtleitern, Schwankungen durch Reflexionen an Schnittstellen zwischen dem Lichtleiter 112 und der Umlenkeinheit 301, Schwankungen durch Reflexionen an Schnittstellen zwischen der Umlenkeinheit 301 und dem optischen Resonator 302 oder andere Intensitätsschwankungen. Diese Normierung verbessert die Messgenauigkeit und reduziert beim Betrieb des Messsystems eine Abhängigkeit von der Länge der zwischen der Auswerteeinheit 150 und dem faseroptischen Drucksensor 110 zur Verfügung gestellten Lichtleiter 112.
  • Die optische Filtereinrichtung 609 bzw. zusätzliche optische Filtereinrichtungen zur Filterung des Interferenzspektrums bzw. zur Detektion von Interferenzmaxima und -minima können einen optischen Filter beinhalten, der gewählt ist aus der Gruppe, welche besteht aus einem Kantenfilter, einem Dünnschichtfilter, einem Faser-Bragg-Gitter, einem LPG, einem Arrayed-Waveguide-Grating (AWG), einem Echelle-Gitter, einer Gitteranordnung, einem Prisma, einem Interferometer, und jedweder Kombination davon.
  • 6 zeigt eine Auswerteeinheit 150, wobei ein Signal eines faseroptischen Drucksensors 110 über einen Lichtleiter 112 zur Auswerteeinheit 150 geführt wird. In 6 ist weiterhin eine Lichtquelle 602 dargestellt, die optional in der Auswerteeinheit zur Verfügung gestellt werden kann. Die Lichtquelle 602 kann aber auch unabhängig bzw. außerhalb von der Auswerteeinheit 150 zur Verfügung gestellt sein. Das optische Signal des faseroptischen Drucksensors 110, d.h. das optische Interferenzsignal, welches Interferenzmaxima und Interferenzminima aufweisen kann, wird mit einem Detektor, d.h. mit einem opto-elektrischen Wandler 702 in ein elektrisches Signal gewandelt. Das elektrische Signal wird mit einem analogen Anti-Aliasing-Filter 703 gefiltert. Im Anschluss an die analoge Filterung mit dem analogen Anti-Aliasing-Filter bzw. Tiefpassfilter 703 wird das Signal durch einen Analog-Digital-Wandler 704 digitalisiert.
  • Gemäß einigen hier beschriebenen Ausführungsformen, die mit anderen Ausführungsformen kombiniert werden können, kann die Auswerteeinheit 150 derart ausgelegt sein, dass diese das Interferenzsignal nicht nur hinsichtlich der Lage von Interferenzmaxima und Interferenzminima analysiert, sondern dass ferner eine Bestimmung der Phasenlage des Interferenzsignals erfolgt. 6 zeigt ferner eine digitale Auswerteeinheit 706, die zum Beispiel eine CPU, Speicher und andere Elemente zur digitalen Datenverarbeitung beinhalten kann.
  • Wie in Bezug auf 6 erläutert, kann ein Verfahren zur Druckerfassung mittels eines faseroptischen Drucksensors verbessert werden. Zum Beispiel ist eine Auswerteeinheit 150 zur Verfügung gestellt. Die Auswerteeinheit 150 kann einen Wandler zum Wandeln des optischen Signals in ein elektrisches Signal beinhalten. Zum Beispiel kann eine Fotodiode, ein Photomultiplier (PM) oder ein anderer optoelektronischer Detektor als Wandler verwendet werden. Die Auswerteeinheit 150 beinhaltet ferner einen Anti-Aliasing-Filter 703, der zum Beispiel mit dem Ausgang des Wandlers bzw. des opto-elektronischen Detektors verbunden ist. Die Auswerteeinheit 150 kann ferner einen Analog-digital-Wandler 704 beinhalten, der mit dem Ausgang des Anti-Aliasing-Filters 703 verbunden ist. Die Auswerteeinheit 150 kann darüber hinaus eine digitale Auswerteeinheit 706 beinhalten, die zur Auswertung der digitalisierten Signale eingerichtet ist.
  • Gemäß noch weiteren Ausführungsformen, die mit hier beschriebenen Ausführungsformen kombiniert werden können, kann eine Temperaturkompensation in dem faseroptischen Drucksensor 110 derart bereitgestellt werden, dass für den Sensorkörper 300 und/oder die Sensormembran 303 und/oder die Abdeckung 304 Materialien mit einem sehr geringen thermischen Ausdehnungskoeffizienten verwendet werden.
  • Gemäß Ausführungsformen kann der Lichtleiter 112 zum Beispiel eine Glasfaser, eine optische Faser oder ein Polymerleiter sein, wobei Materialien wie optische Polymere, Polymethylmethacrylat, Polycarbonat, Quarzglas, Ethylen-Tetrafluorethylen verwendet werden können, die gegebenenfalls dotiert sind. Insbesondere kann die optische Faser als Singlemode-Faser, zum Beispiel eine SMF-28 Faser ausgebildet sein. Hierbei bezeichnet der Ausdruck „SMF-Faser“ einen speziellen Typ einer Standard-Singlemode-Faser.
  • Weiterhin wird ein Computerprogrammprodukt vorgeschlagen, das direkt in einen Speicher, zum Beispiel einen digitalen Speicher einer digitalen Rechenvorrichtung geladen werden kann. Eine Rechenvorrichtung kann neben eines oder mehrerer Speicher, eine CPU, Signaleingänge und Signalausgänge, sowie weitere für eine Rechenvorrichtung typische Elemente enthalten. Eine Rechenvorrichtung kann Teil einer Auswerteeinheit sein, oder die Auswerteeinheit kann Teil einer Rechenvorrichtung sein. Ein Computerprogramprodukt kann Softwarecodeabschnitte umfassen, mit denen die Schritte der Verfahren der hier beschriebenen Ausführungsformen zumindest teilweise ausgeführt werden, wenn das Computerprogrammprodukt auf der Rechenvorrichtung läuft. Dabei können jegliche Ausführungsformen des Verfahrens durch ein Computerprogrammprodukt ausgeführt werden.
  • Obwohl die vorliegende Erfindung vorstehend anhand typischer Ausführungsbeispiele beschrieben wurde, ist sie darauf nicht beschränkt, sondern auf vielfältige Weise modifizierbar. Auch ist die Erfindung nicht auf die genannten Anwendungsmöglichkeiten beschränkt.
  • ZITATE ENTHALTEN IN DER BESCHREIBUNG
  • Diese Liste der vom Anmelder aufgeführten Dokumente wurde automatisiert erzeugt und ist ausschließlich zur besseren Information des Lesers aufgenommen. Die Liste ist nicht Bestandteil der deutschen Patent- bzw. Gebrauchsmusteranmeldung. Das DPMA übernimmt keinerlei Haftung für etwaige Fehler oder Auslassungen.
  • Zitierte Patentliteratur
    • US 2007/0018056 A1 [0007]

Claims (12)

  1. Verfahren zur Steuerung einer Windenergieanlage, umfassend: Messen einer Schallemission mittels zumindest eines am Rotorblatt angebrachten Drucksensors; Erkennen eines charakteristischen aeroakustischen Geräuschs für zumindest einen Strömungsabriss basierend auf der Schallemission; und Steuern oder Regeln von einer oder mehrerer Komponenten der Windenergieanlage basierend auf dem Erkennen des charakteristischen aeroakustischen Geräuschs des Strömungsabrisses.
  2. Verfahren gemäß Anspruch 1, wobei die eine oder mehrere Komponenten ein veränderlicher oder beweglicher Vortexgenerator ist.
  3. Verfahren gemäß Anspruch 2, wobei der Vortexgenerator zwischen einem aktiven und einem passiven Zustand bewegt oder verändert werden kann.
  4. Verfahren gemäß einem der Ansprüche 1 bis 3, wobei mehrere Drucksensoren am Rotorblatt, insbesondere entlang einer Längsachse des Rotorblatts, zur Verfügung gestellt sind.
  5. Verfahren gemäß einem der Ansprüche 2 bis 3, wobei mehrere Vortextgeneratoren entlang einer Längsachse des Rotorblatts zur Verfügung gestellt sind.
  6. Verfahren gemäß einem der Ansprüche 1 bis 3, wobei mehrere Drucksensoren entlang einer Längsachse des Rotorblatts zur Verfügung gestellt sind und mehrere Vortextgeneratoren entlang einer Längsachse des Rotorblatts zur Verfügung gestellt sind, insbesondere wobei die Vortexgeneratoren in Bereichen, die entlang der Längsachse des Rotorblatts definiert sind, pro Bereich individuell gesteuert werden können.
  7. Verfahren gemäß einem der Ansprüche 1 bis 6, wobei basierend auf dem Erkennen des charakteristischen aeroakustischen Geräuschs ein oder mehrere Sollwerte für zumindest einen der Parameter ausgewählt aus der Gruppe bestehend aus: einer Schnelllaufzahl und eines Pitchwinkels bestimmt werden.
  8. Verfahren gemäß Anspruch 7, wobei der eine oder die mehreren Sollwerte mittels eines Lookup-Tables bestimmt werden, insbesondere wobei der eine oder die mehreren Sollwerte mittels Interpolation ermittelt werden.
  9. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 8, wobei der zumindest eine Drucksensor ein faseroptischer Sensor ist.
  10. Anordnung zur Steuerung einer Windenergieanlage mit einem Rotor, umfassend: zumindest ein an einem Rotorblatt angebrachter Drucksensor; und eine Auswerteeinheit zum Erkennen eines charakteristischen aeroakustischen Geräuschs für zumindest einen Strömungsabriss basierend auf der Schallemission; und Steuern oder Regeln von einer oder mehrerer Komponenten der Windenergieanlage basierend auf dem Erkennen des charakteristischen aeroakustischen Geräuschs.
  11. Anordnung gemäß Anspruch 10, weiterhin umfassend: ein Computerprogrammprodukt, das in einen Speicher einer digitalen Rechenvorrichtung, geladen werden kann und Softwarecodeabschnitte umfasst, mit denen die Schritte gemäß einem der Ansprüche 1 bis 9 ausgeführt werden, wenn das Computerprogrammprodukt auf der Rechenvorrichtung läuft.
  12. Windenergieanlage mit der Anordnung nach Anspruch 10 bis 11.
DE102018127804.7A 2018-11-07 2018-11-07 Verbesserung bzw. Optimierung des Ertrags einer Windenergieanlage durch Detektion eines Strömungsabrisses Active DE102018127804B4 (de)

Priority Applications (6)

Application Number Priority Date Filing Date Title
DE102018127804.7A DE102018127804B4 (de) 2018-11-07 2018-11-07 Verbesserung bzw. Optimierung des Ertrags einer Windenergieanlage durch Detektion eines Strömungsabrisses
CN201980073066.4A CN113330211A (zh) 2018-11-07 2019-11-07 通过检测失速来改善或优化风力发电设备的产出
PCT/EP2019/080571 WO2020094801A1 (de) 2018-11-07 2019-11-07 Verbesserung bzw. optimierung des ertrags einer windenergieanlage durch detektion eines strömungsabrisses
EP19801535.6A EP3877646A1 (de) 2018-11-07 2019-11-07 Verbesserung bzw. optimierung des ertrags einer windenergieanlage durch detektion eines strömungsabrisses
CA3113716A CA3113716A1 (en) 2018-11-07 2019-11-07 Improving or optimizing wind turbine output by detecting flow detachment
US17/291,425 US20220128029A1 (en) 2018-11-07 2019-11-07 Improving or optimizing wind turbine output by detecting flow detachment

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
DE102018127804.7A DE102018127804B4 (de) 2018-11-07 2018-11-07 Verbesserung bzw. Optimierung des Ertrags einer Windenergieanlage durch Detektion eines Strömungsabrisses

Publications (2)

Publication Number Publication Date
DE102018127804A1 true DE102018127804A1 (de) 2020-05-07
DE102018127804B4 DE102018127804B4 (de) 2024-07-25

Family

ID=68531541

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
DE102018127804.7A Active DE102018127804B4 (de) 2018-11-07 2018-11-07 Verbesserung bzw. Optimierung des Ertrags einer Windenergieanlage durch Detektion eines Strömungsabrisses

Country Status (6)

Country Link
US (1) US20220128029A1 (de)
EP (1) EP3877646A1 (de)
CN (1) CN113330211A (de)
CA (1) CA3113716A1 (de)
DE (1) DE102018127804B4 (de)
WO (1) WO2020094801A1 (de)

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN113669193A (zh) * 2020-05-15 2021-11-19 乌本产权有限公司 风力发电设备及其设计和操作方法以及风力发电场
CN115962101A (zh) * 2022-12-05 2023-04-14 中材科技风电叶片股份有限公司 一种失速状态监测方法及系统

Families Citing this family (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
DK3812575T3 (da) * 2019-10-23 2023-08-21 Siemens Gamesa Renewable Energy As Rotorblad med støjreduktionsmidler
EP4086455A1 (de) * 2021-05-07 2022-11-09 Siemens Gamesa Renewable Energy A/S Betrieb einer windkraftanlage zur nachlaufregelung
CN115929565A (zh) * 2022-11-22 2023-04-07 中材科技风电叶片股份有限公司 风电机组、风电叶片及风电叶片截面翼型的失速监测方法

Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US20070018056A1 (en) 2005-06-30 2007-01-25 Bell Helicopter Textron Inc. Retractable vortex generator
GB2478600A (en) * 2010-03-12 2011-09-14 Vestas Wind Sys As A wind energy power plant optical vibration sensor
US20120165996A1 (en) * 2009-08-06 2012-06-28 Vestas Wind Systems A/S Rotor blade control based on detecting turbulence
US20140003938A1 (en) * 2012-06-28 2014-01-02 Thomas Esbensen Stall detection of wind turbine blades
US20140054894A1 (en) * 2011-04-13 2014-02-27 Vestas Wind Systems A/S Wind turbine including optical sensor system

Family Cites Families (13)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
DE102006028167A1 (de) 2006-06-16 2007-12-20 Daubner & Stommel Gbr Bau-Werk-Planung Verfahren zum Betreiben einer zumindest einen fluiddynamischen Auftriebskörper aufweisenden Vorrichtung, insbesondere einer Windenergieanlage
US20110110777A1 (en) * 2007-12-21 2011-05-12 Vestas Wind Systems A/S Active flow control device and method for affecting a fluid boundary layer of a wind turbine blade
US8277185B2 (en) * 2007-12-28 2012-10-02 General Electric Company Wind turbine, wind turbine controller and method for controlling a wind turbine
WO2010061255A2 (en) 2008-11-01 2010-06-03 Clipper Windpower, Inc. Active blade pitch control for reduction of wind turbine noise or loads
ES2626029T3 (es) * 2011-12-29 2017-07-21 Vestas Wind Systems A/S Optimización de la producción de energía en una turbina eólica por debajo de la potencia nominal
US9528493B2 (en) * 2013-05-28 2016-12-27 Siemens Aktiengesellschaft Apparatus to detect aerodynamic conditions of blades of wind turbines
DE102014210949A1 (de) 2014-06-06 2015-12-17 Wobben Properties Gmbh Windenergieanlage mit optischen Drucksensoren sowie Verfahren zum Betreiben einer Windenergieanlage
US9658124B2 (en) * 2014-11-05 2017-05-23 General Electric Company System and method for wind turbine operation
EP3088733B1 (de) * 2015-04-27 2018-10-17 Envision Energy (Jiangsu) Co., Ltd. Verfahren zum Betrieb einer Windturbine auf Grundlage des Verschleisses der Windturbinenschaufel
DE102015115926A1 (de) * 2015-09-21 2017-03-23 fos4X GmbH Faseroptischer Drucksensor und Verfahren
DE102016100522A1 (de) 2016-01-13 2017-07-13 Wobben Properties Gmbh Verfahren zum Bewerten einer Anströmung an einem Rotorblatt einer Windenergieanlage sowie Verfahren zum Steuern einer Windenergieanlage und Windenergieanlage
EP3516210B1 (de) * 2016-09-22 2021-06-02 Vestas Wind Systems A/S Verfahren zur steuerung von luftleitblechen und neigungswinkeln von windturbinenschaufeln
DE102018124084A1 (de) * 2018-09-28 2020-04-02 Wobben Properties Gmbh Verfahren zum Betreiben einer Windenergieanlage, Windenergieanlage und Windpark

Patent Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US20070018056A1 (en) 2005-06-30 2007-01-25 Bell Helicopter Textron Inc. Retractable vortex generator
US20120165996A1 (en) * 2009-08-06 2012-06-28 Vestas Wind Systems A/S Rotor blade control based on detecting turbulence
GB2478600A (en) * 2010-03-12 2011-09-14 Vestas Wind Sys As A wind energy power plant optical vibration sensor
US20140054894A1 (en) * 2011-04-13 2014-02-27 Vestas Wind Systems A/S Wind turbine including optical sensor system
EP2697613B1 (de) * 2011-04-13 2016-11-30 Vestas Wind Systems A/S Windturbine mit einem optischen sensorsystem
US20140003938A1 (en) * 2012-06-28 2014-01-02 Thomas Esbensen Stall detection of wind turbine blades

Cited By (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN113669193A (zh) * 2020-05-15 2021-11-19 乌本产权有限公司 风力发电设备及其设计和操作方法以及风力发电场
EP3916218A1 (de) 2020-05-15 2021-12-01 Wobben Properties GmbH Verfahren zum auslegen und betreiben einer windenergieanlage, windenergieanlage sowie windpark
US11668281B2 (en) 2020-05-15 2023-06-06 Wobben Properties Gmbh Method for designing and operating a wind power installation, wind power installation and wind farm
CN113669193B (zh) * 2020-05-15 2024-06-14 乌本产权有限公司 风力发电设备及其设计和操作方法以及风力发电场
CN115962101A (zh) * 2022-12-05 2023-04-14 中材科技风电叶片股份有限公司 一种失速状态监测方法及系统
CN115962101B (zh) * 2022-12-05 2024-03-22 中材科技风电叶片股份有限公司 一种失速状态监测方法及系统

Also Published As

Publication number Publication date
CN113330211A (zh) 2021-08-31
WO2020094801A1 (de) 2020-05-14
DE102018127804B4 (de) 2024-07-25
EP3877646A1 (de) 2021-09-15
US20220128029A1 (en) 2022-04-28
CA3113716A1 (en) 2020-05-14

Similar Documents

Publication Publication Date Title
DE102018127804B4 (de) Verbesserung bzw. Optimierung des Ertrags einer Windenergieanlage durch Detektion eines Strömungsabrisses
EP3227552B1 (de) Verfahren zur individuellen pitchregelung von rotorblättern einer windkraftanlage und windkraftanlagen
EP3227690B1 (de) Verfahren zur überwachung einer windkraftanlage, verfahren zur eiserkennung an einer windkraftanlage, beschleunigungssensor für ein rotorblatt, rotorblatt mit beschleunigungssensor, und profil für ein rotorblatt
DE102011083749B4 (de) Rotorblatt einer Windkraftanlage mit einer Vorrichtung zum Erfassen eines Abstandswertes und Verfahren zum Erfassen eines Abstandswertes
EP3353516B1 (de) Faseroptischer drucksensor und verfahren
DE102014117914B4 (de) Verfahren zur Erfassung eines Flatterns eines Rotorblatts einer Windkraftanlage
EP3353501B1 (de) Lichtleiter-einspannvorrichtung, faseroptischer sensor und herstellungsverfahren
EP1975589A2 (de) Druckmessvorrichtung und Verfahren zur Bestimmung der Windkraft auf Windenergieanlagen sowie Verwendung der Druckmessvorrichtung und des Verfahrens
DE102017115927A1 (de) Dehnungs- und Vibrations-Messsystem zur Überwachung von Rotorblättern
EP3652431B1 (de) Blattbiegemomentbestimmung mit zwei lastsensoren pro rotorblatt und unter einbezug von rotordaten
WO2021185667A1 (de) Faseroptischer beschleunigungssensor
DE102017122774A1 (de) Verfahren und System zur Überwachung von Gleissystemen
EP3353500B1 (de) Sensorpatch und verfahren zum herstellen eines sensorpatches
DE102018127414B4 (de) Verfahren und Anordnung zur Steuerung einer Windenergieanlage und Windenergieanlage
DE102018127801A1 (de) Verbesserung bzw. Optimierung des Ertrags einer Windenergieanlage durch aerodynamische Anpassung bei einem Strömungsabriss
DE102014117916A1 (de) Verfahren zur Überwachung einer Windkraftanlage, Beschleunigungssensor für ein Rotorblatt, und Rotorblatt mit Beschleunigungssensor
EP2347216A1 (de) Interferometrie-verfahren zum optischen untersuchen von schichten

Legal Events

Date Code Title Description
R012 Request for examination validly filed
R016 Response to examination communication
R082 Change of representative

Representative=s name: ZACCO LEGAL RECHTSANWALTSGESELLSCHAFT MBH, DE

Representative=s name: MEISSNER BOLTE PATENTANWAELTE RECHTSANWAELTE P, DE

R082 Change of representative

Representative=s name: ZACCO LEGAL RECHTSANWALTSGESELLSCHAFT MBH, DE

R082 Change of representative

Representative=s name: ZACCO LEGAL RECHTSANWALTSGESELLSCHAFT MBH, DE

R081 Change of applicant/patentee

Owner name: VC VIII POLYTECH HOLDING APS, DK

Free format text: FORMER OWNER: FOS4X GMBH, 81371 MUENCHEN, DE

R018 Grant decision by examination section/examining division