DE102019113044A1

DE102019113044A1 - Verfahren zum Auslegen und Betreiben einer Windenergieanlage, Windenergieanlage sowie Windpark

Info

Publication number: DE102019113044A1
Application number: DE102019113044.1A
Authority: DE
Inventors: Ralf Messing; Mustafa Onur Kimilli; Stefanie Bott
Original assignee: Wobben Properties GmbH
Current assignee: Wobben Properties GmbH
Priority date: 2019-05-17
Filing date: 2019-05-17
Publication date: 2020-11-19
Also published as: WO2020234182A1; CA3139008C; CA3139008A1; US20220220933A1; EP3969742A1; JP2022533604A; CN113906211A

Abstract

Die vorliegende Erfindung betrifft ein Verfahren zum Auslegen und Betreiben einer Windenergieanlage (100) zum Erzeugen elektrischer Leistung aus Wind, wobei die Windenergieanlage (100) einen aerodynamischen Rotor (106) mit in ihrem Blatteinstellwinkel verstellbaren Rotorblättern (108) aufweist, wobei die Rotorblätter (108) zwischen Rotorblattwurzel (114) und Rotorblattspitze (116) mit mehreren Wirbelgeneratoren (118) belegt werden, dadurch gekennzeichnet, dass die Belegung der Wirbelgeneratoren (118) in Längsrichtung des jeweiligen Rotorblattes (108) bis zu einer Radiusposition (r/R) durchgeführt wird, die in Abhängigkeit von der Luftdichte (ρA, ρB) an einem Standort der Windenergieanlage (100) bestimmt wird. Die Erfindung betrifft ferner ein Rotorblatt (108) einer Windenergieanlage (100), eine zugehörige Windenergieanlage (100) und einen Windpark.

Description

Die vorliegende Erfindung betrifft ein Verfahren zum Auslegen und Betreiben einer Windenergieanlage zum Erzeugen elektrischer Leistung aus Wind, wobei die Windenergieanlage einen aerodynamischen Rotor mit in ihrem Blattwinkel verstellbaren Rotorblättern aufweist, wobei die Rotorblätter zwischen Rotorblattwurzel und Rotorblattspitze mit mehreren Wirbelgeneratoren belegt werden. Weiterhin betrifft die vorliegende Erfindung ein Rotorblatt eines Rotors einer Windenergieanlage, eine Windenergieanlage sowie einen Windpark.
Um die aerodynamischen Eigenschaften von Rotorblättern zu beeinflussen, ist es bekannt, auf dem Querschnittsprofil der Rotorblätter Wirbelgeneratoren vorzusehen, welche mehrere senkrecht zur Oberfläche verlaufende Verwirbelungselemente umfassen. Die Wirbelgeneratoren, die auch beispielsweise unter dem Begriff Vortex-Generatoren bekannt sind, dienen dazu, über der Oberfläche des Rotortblattes lokale Regionen turbulenter Luftströmungen zu erzeugen, um eine Erhöhung der Resistenz gegen Strömungsablösungen zu bewirken. Hierzu verwirbeln Wirbelgeneratoren die wandnahe Strömung am Rotorblatt, in dessen Folge sich der Impulsaustausch zwischen wandnahen und wandfernen Strömungsschichten stark erhöht und die Strömungsgeschwindigkeiten in der wandnahen Grenzschicht zunehmen.
Die Konfektionierung eines Rotorblattes mit Wirbelgeneratoren erfolgt vor dem Hintergrund einer kostenoptimierten Fertigung in der Regel einheitlich, das heißt es ist für jeden Standort dieselbe Belegung mit Wirbelgeneratoren vorgesehen.
Windenergieanlagen unterliegen je nach Standort unterschiedlichsten Umweltbedingungen, vor allem können sich die Eigenschaften des Windfeldes, dem die Windenergieanlagen im tages- und jahreszeitlichen Wechsel ausgesetzt sind, stark unterscheiden. Das Windfeld ist durch eine Vielzahl von Parametern charakterisiert. Die wichtigsten Windfeldparameter sind mittlere Windgeschwindigkeit, Turbulenz, vertikale und horizontale Scherung, Windrichtungsänderung über der Höhe, Schräganströmung und Luftdichte.
Einer Änderung der Luftdichte, insbesondere einem durch eine abnehmende Luftdichte verursachten Anstieg der Anstellwinkel am Rotorblatt, wird dadurch begegnet, dass ab einer definierten Leistung der Blatteinstellwinkel, der üblicherweise auch als Pitchwinkel bezeichnet wird, erhöht wird, um eine drohende Strömungsablösung insbesondere im Mittelbereich des Rotorblattes zu vermeiden, die sonst zu starken Leistungsverlusten führen würde.
Vor diesem Hintergrund war es eine Aufgabe der vorliegenden Erfindung, ein Verfahren zum Auslegen und Betreiben einer Windenergieanlage weiterzubilden, welches sich durch einen effizienteren Betrieb der Windenergieanlage auszeichnet, aber auch ein Rotorblatt, eine Windenergieanlage sowie einen Windpark anzugeben, die einen effizienteren Betrieb ermöglichen.
Die der Erfindung zugrundeliegende Aufgabe wird gemäß einem Aspekt durch ein Verfahren zum Auslegen und Betreiben einer Windenergieanlage mit den Merkmalen nach Anspruch 1 gelöst. Gemäß dem Anspruch 1 wird ein Verfahren zum Auslegen und Betreiben einer Windenergieanlage zum Erzeugen elektrischer Leistung aus Wind vorgeschlagen, wobei die Windenergieanlage einen aerodynamischen Rotor mit in ihrem Blatteinstellwinkel verstellbaren Rotorblättern aufweist, wobei die Rotorblätter an Radiuspositionen in Längsrichtung zwischen Rotorblattwurzel und Rotorblattspitze mit mehreren Wirbelgeneratoren belegt werden. Die Aufgabe der Verbesserung der Effizienz des Betreibens der Windenergieanlage wird dadurch gelöst, dass die Belegung der Wirbelgeneratoren in Längsrichtung des jeweiligen Rotorblattes bis zu einer Radiusposition durchgeführt wird, die in Abhängigkeit von der Luftdichte an einem Standort der Windenergieanlage bestimmt wird.
Erfindungsgemäß wird somit vorgeschlagen, an einem Standort mit geringerer Luftdichte eine angepasste Belegung der Wirbelgeneratoren an dem jeweiligen Rotorblatt vorzusehen, um das Auftreten einer Strömungsablösung aufgrund der geringeren Luftdichte gegenüber einer standortunabhängigen Vorkonfektionierung der Belegung eines Rotorblattes mit den Wirbelgeneratoren zu verhindern, weil die Wirbelgeneratoren den maximalen Anstellwinkel, bei dem ein Strömungsabriss auftritt, erhöhen. Eine standortabhängige, d.h. nicht einheitliche, Belegung des Rotorblattes mit Wirbelgeneratoren kann zu erhöhten Erträgen führen, die in Summe die Einsparungen einer standortunabhängigen Belegung produktionsseitig gegebenenfalls deutlich überkompensieren können.
So kann das Verfahren beispielsweise bestimmen, dass für ein bestimmtes Rotorblatt bis zu einer vorbestimmten Luftdichte, beispielsweise genannt Luftdichte ρ_A, keine Wirbelgeneratoren vorteilhaft sind und erst bei unter die vorbestimmte Luftdichte ρ_A absinkenden Luftdichten eine Belegung mit Wirbelgeneratoren eingeführt wird.
Die Belegung mit Wirbelgeneratoren kann unmittelbar an der Rotorblattwurzel oder an einer von der Rotorblattwurzel in Längsrichtung beabstandeten Position beginnen. Entscheidend für den erfindungsgemäßen Erfolg ist, dass die Belegung bei der erfindungsgemäß in Abhängigkeit der Luftdichte bestimmten Radiusposition endet. Auch muss keine durchgehende oder konstante Belegung mit Wirbelgeneratoren vorgenommen werden, das heißt, dass auch Unterbrechungen der Belegung möglich sind.
Als „Belegung“ ist im Falle passiver Elemente zur Strömungsbeeinflussung als Wirbelgeneratoren, beispielsweise sogenannte Vortex-Generatoren, insbesondere die Anbringung derartiger Elemente an bzw. auf dem Rotorblatt zu verstehen. Im Falle aktiver Elemente zur Strömungsbeeinflussung kann als „Belegung“ insbesondere die Aktivierung oder Deaktivierung derartiger Elemente, aber auch dessen Anbringung an bzw. auf dem Rotorblatt verstanden werden. Aktive Elemente zur Strömungsbeeinflussung umfassen Schlitze bzw. Öffnungen zum Ansaugen und/oder Ausblasen von Luft, steuerbare Klappen und ähnliches.
Besonders bevorzugt können Kombinationen aktiver und passiver Elemente zur Strömungsbeeinflussung als Wirbelgeneratoren zum Einsatz kommen. So können in diesem Fall beispielsweise in einem innenliegenden Bereich nahe der Rotorblattwurzel passive Wirbelgeneratoren zum Einsatz kommen, während in einem weiter außen liegenden Bereich aktive Wirbelgeneratoren zum Einsatz kommen. Damit lässt sich die Radiusposition, bis zu der das Rotorblatt mit Wirbelgeneratoren belegt ist, auch im laufenden Betrieb durch die Steuerung der aktiven Elemente zur Strömungsbeeinflussung variieren und insbesondere an die Luftdichte anpassen. Gleichzeitig wird die Komplexität des Aufbaus im Vergleich mit ausschließlich aktiven Wirbelgeneratoren durch den vergleichsweise geringen Anteil aktiver Wirbelgeneratoren gering gehalten.
Die Luftdichte ist keine Konstante und variiert zeitlich. Vorzugsweise wird als Wert der Luftdichte daher ein Durchschnittswert, beispielsweise ein Jahresdurchschnitt der Luftdichte, oder auch ein Minimum der jährlichen Luftdichte herangezogen. Alternativ oder zusätzlich kann die geografische Höhe des Standortes einfließen, die bekanntermaßen einen Einfluss auf die Luftdichte hat. Vorzugsweise wird die Luftdichte dann aus der geografischen Höhe und beispielsweise einer Durchschnittstemperatur am Standort rechnerisch ermittelt.
Die Radiusposition gibt die Position auf einem Rotorblatt entlang der Rotorblattlängsachse als Radius der jeweiligen Position bezogen auf einen Außenradius des Rotors respektive eine Rotorblattlänge wieder. Die beiden Bezugsgrößen Außenradius und Rotorblattlänge unterscheiden sich um den halben Durchmesser der Rotorblattnabe, der gegebenenfalls herausgerechnet werden muss.
Dadurch kann die betreffende Position auf dem Rotorblatt als Radiusposition mit einem Wert im Bereich von 0 (Null) bis 1 (Eins) angegeben werden. Die Verwendung des Radius zur Beschreibung einer Position entlang des Rotorblatts ist darin begründet, dass Rotorblätter für ihren bestimmungsgemäßen Einsatz zur Montage an einem Rotor einer Windenergieanlage vorgesehen sind. Rotorblätter sind also immer fest einem Rotor zugeordnet, so dass die Verwendung des Radius als Referenzgröße herangezogen wird. Die Radiusposition weist vorzugsweise im Mittelpunkt des Rotors, also in der Rotordrehachse, den Wert 0 (Null) auf. An der Blattspitze, die den am weitesten außenliegenden Punkt des Rotors kennzeichnet, weist die Radiusposition vorzugsweise den Wert 1 (Eins) auf.
Bevorzugt kann die Bestimmung der Radiusposition in Abhängigkeit von der Luftdichte derart erfolgen, dass die bei abnehmender Luftdichte hervorgerufene Erhöhung des Anstellwinkels am Rotorblatt und der durch Strömungsablösung zu erwartende Leistungsverlust kompensiert wird. Durch die standortspezifische, von der Luftdichte abhängige Auslegung der Anordnung der Wirbelgeneratoren kann das Auftreten der Strömungsablösung zu signifikant erhöhten Anstellwinkeln verschoben werden. Dies ermöglicht es, das Rotorblatt in einem optimierten Anstellwinkelbereich zu betreiben.
In bevorzugter Weiterbildung kann die Bestimmung der Radiusposition, an der die Wirbelgeneratoren enden, in Abhängigkeit von der Luftdichte derart erfolgen, dass eine bei niedrigerer Luftdichte notwendige Erhöhung des Blatteinstellwinkels kompensiert wird. Die Erhöhung des Blatteinstellwinkels bzw. Pitchwinkels kann somit reduziert oder sogar ganz vermieden werden.
Insbesondere ist vorgesehen, dass mit abnehmender Luftdichte die Anordnung der Wirbelgeneratoren mit zunehmenden Werten für die Radiusposition durchgeführt wird. Die Wirbelgeneratoren können über einen weiteren Bereich im Mittelbereich des Rotorblattes angeordnet sein, als dies bei einer höheren Luftdichte der Fall ist, wodurch eine Strömungsablösung bei geringen Luftdichten auch in dem weiteren Mittelbereich verhindert wird. Durch die über eine Belegung für eine höhere Luftdichte hinausgehende Belegung des jeweiligen Rotorblattes mit Wirbelgeneratoren bei einer an dem Standort der Windenergieanlage bestimmten niedrigeren Luftdichte können sich die maximal zulässigen Anstellwinkel erhöhen.
Vorzugsweise kann die Einstellung des Blatteinstellwinkels in Abhängigkeit von der zur Belegung der Wirbelgeneratoren bestimmten Radiusposition durchgeführt werden. Dadurch kann eine optimale Auslegung sichergestellt sein.
Vorzugsweise kann die Belegung des Rotorblattes mit den Wirbelgeneratoren unter Berücksichtigung einer spezifischen Betriebsführung, insbesondere einer spezifischen Nennleistung, mit der die Windenergieanlage an einem Standort betrieben wird, durchgeführt werden. Hinsichtlich der Betriebsführung ist es vorstellbar, für einen Windanlagentyp standortabhängige Nennleistungen anzubieten. Hierzu kann eine Erhöhung der Nennleistung durch eine Erhöhung der Nennrotordrehzahl realisiert werden. Das Betreiben der Windenergieanlagen mit den jeweiligen Nennrotordrehzahlen und Nennleistungen soll standortabhängig dauerhaft erfolgen. Höhere Nennrotordrehzahlen können, insbesondere in Abhängigkeit des Verhältnisses von Nennrotordrehzahl und Nennleistung, zu höheren Schnelllaufzahlen im Bereich der Nennleistung und somit zu verringerten Anstellwinkeln führen, demzufolge sich die Gefahr einer Strömungsablösung reduziert. Dies führt im Gegenzug dazu, dass die Belegung mit Wirbelgeneratoren in radialer Richtung reduziert werden kann, was wiederrum zu geringerem Lärm und zu Leistungssteigerungen führen kann. Es kann also vorteilhaft sein, Windkraftanlagen eines Anlagentyps, die mit unterschiedlichen Nennleistungen betrieben werden, unterschiedlich weit in radialer Richtung mit Wirbelgeneratoren zu belegen.
Dabei kann mit abnehmender Schnelllaufzahl, die definiert ist als Verhältnis einer Geschwindigkeit der Rotorblattspitze bei Nennrotordrehzahl zu Nennwindgeschwindigkeit bei Erreichen der Nennleistung, der Wert für die Radiusposition größer werden, bis zu der die Belegung des jeweiligen Rotorblattes mit Wirbelgeneratoren durchgeführt wird.
Gemäß einer bevorzugten Weiterbildung können mehrere Blatteinstellkennlinien hinterlegt sein und aus den hinterlegten Blatteinstellkennlinien in Abhängigkeit des für die Belegung der Wirbelgeneratoren bestimmten Rotorposition eine Blatteinstellkennlinie ausgewählt und zum Einstellen des Blatteinstellwinkels verwendet werden.
Bevorzugt kann die Windenergieanlage standortabhängig mit einer Nennrotordrehzahl betrieben werden und die Belegung der Wirbelgeneratoren in Längsrichtung des jeweiligen Rotorblattes bis zu einer Radiusposition erfolgen, die in Abhängigkeit von der Nennrotordrehzahl bestimmt wird.
Dabei kann mit zunehmender Nennrotordrehzahl und insbesondere gleichzeitig zunehmender Schnelllaufzahl der Wert für die Radiusposition geringer werden, bis zu dem die Belegung des jeweiligen Rotorblattes mit Wirbelgeneratoren durchgeführt wird.
In einer bevorzugten Weiterbildung kann für eine feste aber geringe Luftdichte die Nennrotordrehzahl erhöht werden, wenn dies für die bestimmte Windenergieanlage möglich ist, und gleichzeitig mit der erhöhten Nennrotordrehzahl die Radiusposition, bis zu der das Rotorblatt mit Wirbelgeneratoren belegt ist, verringert werden, wenn die Schnelllaufzahl insgesamt ansteigt.
Die Erfindung betrifft des Weiteren gemäß einem zweiten Aspekt ein Rotorblatt mit einer Saugseite und einer Druckseite, wobei zumindest auf der Saugseite zwischen Rotorblattwurzel und Rotorblattspitze mehrere Wirbelgeneratoren angeordnet sind, wobei die Anordnung der Wirbelgeneratoren in Längsrichtung des jeweiligen Rotorblattes bis zu einer Radiusposition in Abhängigkeit von einer standortspezifischen Luftdichte erfolgt. Die Belegung des jeweiligen Rotorblattes mit Wirbelgeneratoren in Abhängigkeit von einer standortspezifischen Luftdichte verhindert eine Strömungsablösung und in der Folge ist es möglich, die in Folge der veränderten Luftdichte erforderlichen Anhebung des Pitchwinkels zu reduzieren oder sogar ganz zu unterlassen, was in Summe zu einem höheren Ertrag führen kann.
Dabei kann die Anordnung der Wirbelgeneratoren ausgehend von der Rotorblattwurzel in Richtung der Rotorblattspitze bis zu einer Radiusposition des Rotorblattes durch eine standortspezifische Schnelllaufzahl beschränkt sein, insbesondere die Radiusposition von einer höheren Schnelllaufzahl zu einer niedrigeren Schnelllaufzahl zunehmen.
Es kann also vorteilhaft sein, vorzusehen, dass Rotorblätter von Windenergieanlagen eines Anlagentyps, die mit unterschiedlichen Schnelllaufzahlen, beispielsweise aufgrund unterschiedlicher Nennleistungen, betrieben werden, auch unterschiedlich weit in radialer Richtung mit Wirbelgeneratoren belegt werden, dergestalt, dass je geringer die Schnelllaufzahl ist, desto weiter nach außen Wirbelgeneratoren angebracht werden.
Die Schnelllaufzahl ist wie beschrieben als Verhältnis einer Geschwindigkeit der Rotorblattspitze bei Nennrotordrehzahl zu Nennwindgeschwindigkeit bei Erreichen der Nennleistung definiert. Die Schnelllaufzahl hängt demnach von dem Verhältnis aus Nennrotordrehzahl und Nennleistung ab. Indem sich die Nennrotordrehzahl und/oder die Nennleistung ändern, kann demnach eine höhere oder niedrigere Schnelllaufzahl resultieren. Weiterhin betrifft die Erfindung in einem dritten Aspekt eine Windenergieanlage umfassend einen aerodynamischen Rotor mit in ihrem Blatteinstellwinkel verstellbaren Rotorblättern, wobei der Rotor mit einer einstellbaren Rotornenndrehzahl betreibbar ist, sowie eine Regelung, dadurch gekennzeichnet, dass die Regelung dazu eingerichtet ist, die Windenergieanlage nach einem Verfahren gemäß dem ersten Aspekt oder einer als bevorzugt beschriebenen Ausgestaltung davon zu betreiben.
Bevorzugt kann der Rotor wenigstens ein Rotorblatt nach dem zweiten Aspekt aufweisen.
Des Weiteren betrifft die Erfindung in einem vierten Aspekt auch einen Windpark mit mehreren Windenergieanlagen gemäß dem dritten Aspekt.
Die Erfindung wird im Folgenden anhand eines möglichen Ausführungsbeispiels unter Bezugnahme auf die beigefügten Figuren näher beschrieben. Hierbei zeigen:

1 eine Windenergieanlage gemäß der vorliegenden Erfindung;
2 eine schematische Ansicht eines einzelnen Rotorblattes;
3 exemplarisch unterschiedliche Verläufe bei einer spezifischen Nennleistung der Windenergieanlage für Anstellwinkel am Rotorblatt über den normierten Rotorradius für vier unterschiedliche Betriebssituationen;
4 exemplarische Verläufe der Gleitzahl für die vier unterschiedlichen Betriebssituationen der Windenergieanlage;
5 exemplarische Leistungskurven für unterschiedliche Betriebssituationen; und
6 exemplarisch zwei Blatteinstellwinkelkennlinien für zwei unterschiedliche Betriebssituationen.

Die Erläuterung der Erfindung anhand von Beispielen unter Bezugnahme auf die Figuren erfolgt im Wesentlichen schematisch und die Elemente, die in der jeweiligen Figur erläutert werden, können darin zur besseren Veranschaulichung überzeichnet und andere Elemente vereinfacht sein. So veranschaulicht beispielsweise 1 eine Windenergieanlage als solche schematisch, so dass eine vorgesehene Anordnung von Wirbelgeneratoren nicht eindeutig erkennbar ist.
1 zeigt eine Windenergieanlage 100 mit einem Turm 102 und einer Gondel 104. An der Gondel 104 ist ein Rotor 106 mit drei Rotorblättern 108 und einem Spinner angeordnet. Der Rotor 106 wird im Betrieb durch den Wind in eine Drehbewegung versetzt und treibt dadurch einen Generator in der Gondel 104 an. Die Rotorblätter 108 sind in ihrem Blattwinkel einstellbar. Die Blatteinstellwinkel γ der Rotorblätter 108 können durch an Rotorblattwurzeln 114 (vgl. 2) der jeweiligen Rotorblätter 108 angeordnete Pitchmotoren verändert werden. Der Rotor 106 wird mit einer einstellbaren Rotornenndrehzahl n betrieben.
Die Windenergieanlage 100 wird in diesem Ausführungsbeispiel von einer Regelung 200, die Teil einer umfassenden Regelung der Windenergieanlage 100 ist, geregelt. Die Regelung 200 wird im Allgemeinen als ein Teil der Regelung der Windenergieanlage 100 implementiert.
Mehrere dieser Windenergieanlagen 100 können Teil eines Windparks sein. Dabei unterliegen die Windenergieanlagen 100 je nach Standort unterschiedlichsten Umweltbedingungen. Vor allem können sich die Eigenschaften des Windfeldes, dem die Windenergieanlagen im tages- und jahreszeitlichen Wechsel ausgesetzt sind, stark unterscheiden.
Das Windfeld ist durch eine Vielzahl von Parametern charakterisiert. Die wichtigsten Windfeldparameter sind mittlere Windgeschwindigkeit, Turbulenz, vertikale und horizontale Scherung, Windrichtungsänderung über der Höhe, Schräganströmung und Luftdichte.
Mit Blick auf den Windfeldparameter Luftdichte sieht eine Maßnahme zum Betreiben einer Windenergieanlage vor, dem durch die abnehmende Luftdichte verursachten Anstieg der Anstellwinkel am Rotorblatt dadurch zu begegnen, dass ab einer gewissen Leistung der Blatteinstellwinkel γ, der auch als Pitchwinkel bezeichnet wird, erhöht wird, um eine drohende Strömungsablösung im Mittelbereich des Rotorblattes 108 zu vermeiden, die zu starken Leistungsverlusten führen würde. Diese Anhebung des Blatteinstellwinkels γ führt dabei zu Leistungsverlusten der Windenergieanlage 100, die jedoch im Allgemeinen geringer ausfallen als die Leistungsverluste, welche die an den jeweiligen Rotorblättern 108 auftretende Strömungsablösung nach sich ziehen würde. Weiterhin ist vorgesehen, die Nenndrehzahl an Standorten mit geringer Luftdichte anzuheben, um dadurch dem luftdichtebedingten Abfall der Schnelllaufzahl entgegen zu wirken.
Erfindungsgemäß wird nun vorgeschlagen, eine an einen Standort mit geringerer Luftdichte ρ_A angepasste Auslegung der Belegung von Wirbelgeneratoren 118 in Betracht zu ziehen, wie in 2 beispielhaft dargestellt. Die Wirbelgeneratoren 118, die in Abhängigkeit von der an einem Standort der Windenergieanlage 100 bestimmten Luftdichte ρ_A , über einen erweiterten Bereich im Mittelteil des Rotorblattes 108 angebracht werden, verhindern im Mittelteil die Strömungsablösung und in der Folge ist es möglich, die Anhebung des Blatteinstellwinkels γ zu reduzieren oder sogar ganz zu unterlassen, was in Summe zu einem höheren Ertrag der Windenergieanlage 100 führen kann.
2 zeigt eine schematische Ansicht eines einzelnen Rotorblattes 108 mit einer Rotorblattvorderkante 110 sowie einer Rotorblatthinterkante 112. Das Rotorblatt 108 weist eine Rotorblattwurzel 114 und eine Rotorblattspitze 116 auf. Der Abstand zwischen der Rotorblattwurzel 114 und der Rotorblattspitze 116 wird als Außenradius R des Rotorblattes 108 bezeichnet. Der Abstand zwischen Rotorblattvorderkante 110 und Rotorblatthinterkante 112 wird als Profiltiefe T bezeichnet. An der Rotorblattwurzel 114 oder im Allgemeinen in dem Bereich nahe der Rotorblattwurzel 114 weist das Rotorblatt 108 eine große Profiltiefe T auf. An der Rotorspitze 116 ist die Profiltiefe T dagegen sehr viel kleiner. Die Profiltiefe T nimmt, ausgehend von der Rotorblattwurzel 114, in diesem Beispiel nach einem Anstieg im Blattinnenbereich, bis zu einem mittleren Bereich deutlich ab. In dem mittleren Bereich kann eine Trennstelle vorgesehen sein (hier nicht dargestellt). Vom mittleren Bereich bis zur Rotorblattspitze 116 ist die Profiltiefe T nahezu konstant, bzw. die Abnahme der Profiltiefe T ist deutlich verringert.
Die Darstellung in 2 zeigt die Saugseite des Rotorblattes 108. Auf der Saugseite sind Wirbelgeneratoren 118, die beispielsweise als Vortex-Generatoren ausgeführt sein können, angeordnet. Alternative Ausgestaltungen der Wirbelgeneratoren 118 als aktive oder passive Elemente zur Strömungsbeeinflussung sind denkbar. Während die Wirbelgeneratoren 118 in dem dargestellten Beispiel auf der Saugseite des Rotorblattes 108 angeordnet gezeigt sind, sind alternativ oder auch zusätzlich Wirbelgeneratoren 118 auf der Druckseite des Rotorblattes 108 in erfindungsgemäßer Belegung möglich. Die Belegung der Wirbelgeneratoren 118 kann im Bereich der Rotorblattvorderkante 110 oder auch an einer anderen Position zwischen Rotorblattvorderkante 110 und Rotorblatthinterkante erfolgen. Die Erstreckung der Belegung der Wirbelgeneratoren 118 beginnt im Bereich der Rotorblattwurzel 114 und verläuft in Richtung der Rotorblattspitze 116.
Bezogen auf den Rotor 106 erstrecken sich die Wirbelgeneratoren 118 in radialer Richtung bis zu einer Position P_A bzw. P_B auf dem Rotorblatt 108. Dabei wird die jeweilige Position P_A bzw. P_B auf dem Rotorblatt 108 als Radiusposition bezogen auf einen normierten Radius r/R angegeben. Die auf den normierten Radius r/R bezogene Radiusposition gibt die Position auf dem Rotorblatt 108 entlang der Rotorblattlängsachse als Radius r_a, r_b der jeweiligen Position P_A , P_B bezogen auf den Außenradius R des Rotors 108 respektive die Rotorblattlänge wieder. Dadurch kann die betreffende Position P_A bzw. P_B auf dem Rotorblatt 108 als Radiusposition mit einem Wert im Bereich von 0 (Null) bis 1 (Eins) angegeben werden.
3 zeigt für vier beispielhafte, unterschiedliche Betriebssituationen (Fall 1 bis Fall 4), die in nachstehender Tabelle aufgelistet sind, beispielhaft unterschiedliche Verläufe 120 (Fall 1), 122 (Fall 2), 124 (Fall 3), 126 (Fall 4) bei einer Leistung im Bereich der Nennleistung für Anstellwinkel α am Rotorblatt 108 über die Radiusposition r/R. Die Betriebssituationen Fall 1 bis Fall 4 unterscheiden sich voneinander hinsichtlich der Werte für Luftdichte ρ_A , ρ_B und Position P_A , P_B der Belegung des Rotorblattes 108 mit Wirbelgeneratoren 118 sowie einer für den Betrieb gewählten Blatteinstellwinkelkennlinie P_ρA , P_ρB .

Tabelle Betriebssituationen:

Fall 1	Luftdichte ρ_B, Wirbelgeneratoren bis P_B, Blatteinstellwinkelkennlinie P_ρB
Fall 2	Luftdichte ρ_A, Wirbelgeneratoren bis P_B, Blatteinstellwinkelkennlinie P_ρB
Fall 3	Luftdichte ρ_A, Wirbelgeneratoren bis P_B, Blatteinstellwinkelkennlinie P_ρA
Fall 4	Luftdichte ρ_A, Wirbelgeneratoren bis P_A, Blatteinstellwinkelkennlinie P_ρB

Dem Fall 1 liegt die Luftdichte ρ_B , beispielsweise die Normluftdichte ρ_B=1,225 kg/m³, zugrunde. Hierfür kann die Windenergieanlage dank der bis zu der Position P_B angeordneten Wirbelgeneratoren mit der bevorzugten Blatteinstellwinkelkennlinie P_ρB betrieben werden, ohne dass es zu einem Strömungsabriss entlang des Rotorblattes kommt.
Den Fällen 2 bis 4 liegt nun eine Luftdichte ρ_A zugrunde, die kleiner als die Luftdichte ρ_B ist.
In dem Fall 2 wird die Konfiguration des Falls 1 übernommen, das heißt die ansonsten gleichen Betriebsparameter bei niedrigerer Luftdichte zum Betrieb eingesetzt. Hierbei kommt es zu unvorteilhaften Strömungsabrissen.
Um diesen Strömungsabrissen zu begegnen, wird im Fall 3 eine Blatteinstellwinkelkennlinie P_ρA vorgesehen, die zwar dafür sorgt, dass keine Strömungsabrisse auftreten, insgesamt jedoch es ebenso zu signifikanten Ertragsausfällen kommt wie bei Fall 2 mit der Blatteinstellwinkelkennlinie P_ρB.
Fall 4 beschreibt die erfindungsgemäße Lösung, wonach durch die Änderung der Wirbelgeneratoren bis P_A ein sicherer Betrieb mit der bevorzugten Blatteinstellwinkelkennlinie P_ρB trotz niedriger Luftdichte ρ_A möglich ist, ohne dass Strömungsabrisse auftreten. Alternativ kann eine Blatteinstellwinkelkennlinie verwendet werden, die zwischen den Blatteinstellwinkelkennlinien P_ρA und P_ρB liegt.
Im Detail zeigt 3 beispielhaft verschiedene Verläufe 120, 122, 124, 126 der Anstellwinkel α bei einer Leistung nahe Nennleistung, z.B. 95% der Nennleistung, der Windenergieanlage 100 über die Radiusposition r/R für die vier Betriebssituationen Fall 1 bis Fall 4. Der Verlauf 120 stellt sich für den Fall 1 ein. Der Verlauf 122 stellt sich für den Fall 2 ein. Der Verlauf 124 stellt sich für den Fall 3 ein. Der Verlauf 126 stellt sich für den Fall 4 ein.
Weiterhin sind durch gestrichelte Linien die maximal zulässigen Anstellwinkel α_A , α_B , und α₀ bzw. Stallwinkel dargestellt. Der maximal zulässige Anstellwinkel α₀ stellt sich ein, wenn auf dem Rotorblatt 108 keine Wirbelgeneratoren 118 angeordnet sind. Der maximal zulässige Anstellwinkel α_B stellt sich ein, wenn eine Belegung mit Wirbelgeneratoren 118 bis zur Position P_B auf dem Rotorblatt 108 vorgesehen ist, was in dem dargestellten Ausführungsbeispiel einer Radiusposition r/R von etwa 0,55 entspricht. Der maximal zulässige Anstellwinkel α_A stellt sich ein, wenn eine Belegung mit Wirbelgeneratoren 118 bis zur Position P_A auf dem Rotorblatt 108 vorgesehen ist, was einer Radiusposition r/R von etwa 0,71 entspricht.
Die sprunghaften Zunahmen der maximal zulässigen Anstellwinkel α_A , α_B bei der Radiusposition r/R von etwa 0,71 bzw. 0,55 und die zur Blattwurzel 114 hin stark angestiegenen zulässigen Anstellwinkel α_A , α_B sind durch die angebrachten Wirbelgeneratoren 118 bedingt. Die Belegung des Rotorblattes 108 mit Wirbelgeneratoren 118 verschiebt die Strömungsablösung zu signifikant erhöhten Anstellwinkeln α_A , α_B und erlaubt es somit, das Profil in einem deutlich ausgedehnten Anstellwinkelbereich zu betreiben.
Ohne den Einsatz von Wirbelgeneratoren 118 bis zur Radiusposition r/R unterhalb von 0,71 bzw. 0,55 wären die maximal zulässigen Anstellwinkel α_A , α_B bis in diesen Radiusbereich deutlich abgesenkt, was in 3 durch die Linie für den maximal zulässigen Anstellwinkel α₀ angedeutet wird. Es ist ersichtlich, dass die bei der Luftdichte ρ_B auftretenden Anstellwinkel α in diesem Rotorblattbereich sogar schon im Fall 1, angedeutet durch die Linie 120, bei Weglassen von Wirbelgeneratoren 118 zum Überschreiten der maximal zulässigen Anstellwinkel α₀ führen würden und somit zum Strömungsabriss.
Werden die Windenergieanlage 100 und das jeweilige Rotorblatt 108 ohne weitere Maßnahmen bei der verringerten Luftdichte ρ_A , wie im Fall 2 angenommen, betrieben, kann sich ein, wie in 3 durch die Linie 122 beispielhaft dargestellter, Anstellwinkelverlauf einstellen. Zwischen den Radiuspositionen 0,55<r/R<0,78 werden im Fall 2 die maximal zulässigen Anstellwinkel α_B überschritten und es kommt dort zu leistungsmindernden Strömungsablösungen. Typisch ist, dass im Fall 2 die Überschreitungen der maximal zulässigen Anstellwinkel α_B beginnend von der Position P_B zur Blattspitze 116 hin auftreten, da die Anstellwinkelerhöhungen, bedingt durch den Luftdichteabfall, von der Blattspitze 116 zur Blattwurzel 114 hinzunehmen, d.h. je weiter in radialer Richtung innen am Rotorblatt 108 sich der Profilschnitt befindet, desto höhere Anstellwinkelanstiege erfährt der Profilschnitt. Anders ausgedrückt nehmen die Überschreitungen der maximal zulässigen Anstellwinkel α_B zur Blattspitze 116 hin ab, wobei an der Position P_B die größte Gefahr zur Anstellwinkelüberschreitung besteht.
Verdeutlicht wird dieser Zusammenhang durch die Darstellung in 4. In 4 sind beispielhafte Verläufe 128, 130, 132, 134 der Gleitzahl für die vier unterschiedlichen Betriebssituationen Fall 1 bis Fall 4 dargestellt. Der Verlauf 128 stellt sich für den Fall 1 ein. Der Verlauf 130 stellt sich für den Fall 2 ein. Der Verlauf 132 stellt sich für den Fall 3 ein. Der Verlauf 134 stellt sich für den Fall 4 ein.
Für den Fall 1 erkennt man zunächst, dass die Gleitzahlen gemäß dem Verlauf 128 bis zu einer Radiusposition r/R < 0,55 klein sind und ab dieser Radiusposition r/R sprunghaft ansteigen und nach außen zur Rotorblattspitze 116, zu höheren Radiuspositionen r/R > 0,55 hin, zunehmen. Die niedrigen Werte der Gleitzahlen im Verlauf 128 sind der Belegung mit den Wirbelgeneratoren 118 geschuldet, die im Allgemeinen zu erhöhten Widerstandbeiwerten führen.
Die Verläufe 130, 132, 134 der Gleitzahlen in den Fällen 2 bis 4 ähneln qualitativ im Wesentlichen dem Verlauf 128 bis zu der Radiusposition r/R von etwa 0,55. Für den Fall 2 erkennt man anhand des Verlaufs 130, dass ab der Position P_B , bis zu der die Belegung mit Wirbelgeneratoren 118 im Fall 2 vorgesehen ist, bei einer Radiusposition r/R=0,55 die Gleitzahlen signifikant auf ein niedriges Niveau einbrechen, was mit der dort auftretenden Strömungsablösung zusammenhängt. Die Strömungsablösung ist in dem beispielhaft dargestellten Fall 2 in radialer Richtung auf einen Mittenbereich des Rotorblattes 108 begrenzt, sodass sich im Fall 2 die Gleitzahlen im Außenbereich r/R>0,8 auf das Niveau bei ablösungsfreier Umströmung des dortigen Rotorblattbereiches einpendeln.
Um dieses ungewollte Phänomen der Strömungsablösung auf dem Rotorblatt 108 zu vermeiden, wird nach dem Stand der Technik dem Überschreiten der Anstellwinkel α_B dadurch begegnet, dass die Windenergieanlage 100 ab einer Windgeschwindigkeit bzw. einer Leistung, ab welcher mit der Überschreitung der Anstellwinkel α_B zu rechnen ist, der Blatteinstellwinkel γ erhöht. Es wird also beispielsweise ein für die Luftdichte ρ_A charakteristischer Blatteinstellwinkel γ, das heißt eine Blatteinstellwinkelkennlinie P_ρA , gewählt. Die Blatteinstellwinkelerhöhung führt am Rotorblatt 108 über den gesamten Rotorradius R zu einer Reduzierung der Anstellwinkel α, sodass in dem bisher kritischen Rotorblattbereich die Anstellwinkel α sich wieder in einem zulässigen Bereich befinden, was für den Fall 3 in 3 durch den Verlauf 124 dargestellt ist.
Diese Vorgehensweise weist jedoch den Nachteil auf, dass durch das Erhöhen der Blatteinstellwinkel γ der Rotorblätter 108, das so genannte Pitchen, die Anstellwinkel α auch im Außenbereich des Rotorblattes 108 abgesenkt werden, d.h. auch dort, wo typischerweise keine Gefahr einer Strömungsablösung besteht. Die Anstellwinkelreduzierung aufgrund des Pitchens kann somit direkt zu Leistungsverlusten der Windenergieanlage 100 führen.
Es wird daher vorgeschlagen, dass die Belegung der Wirbelgeneratoren 118 in Längsrichtung des jeweiligen Rotorblattes 108 bis zu einer Radiusposition r/R durchgeführt wird, die in Abhängigkeit von der an dem Standort bestimmten Luftdichte ρ_A bzw. ρ_B der Windenergieanlage 100 bestimmt wird. Hierdurch kann im Besonderen der beschriebene Nachteil des Leistungsverlustes der Windenergieanlage 100 reduziert werden, der aus dem Pitchen zur Kompensation der Luftdichteänderung resultiert.
Wie weiter oben bereits ausgeführt, treten die größten Anstellwinkelanstiege beim Betreiben der Windenergieanlage100 bei niedrigeren Luftdichten ρ_A im Mittelteil des Rotorblattes 108 auf. Dies ist insbesondere an Radiuspositionen der Fall, die sich in radialer Richtung an die Position P_B bereits angebrachter Wirbelgeneratoren 118 anschließen. Um dem zu begegnen, ist es vorgesehen, bei einem Betrieb der Windenergieanlage 100 an Standorten mit niedrigerer Luftdichte ρ_A die Belegung der Rotorblätter 108 durch Wirbelgeneratoren 118 über die Position P_B hinaus radial bis zu einer Position P_A zu verlängern. Dadurch wird der Gefahr von Strömungsablösungen im Mittelteil des Rotorblattes, insbesondere zwischen Position P_B und Position P_A , begegnet.
Ein weiterer erfindungsgemäßer Aspekt ist, im Zuge der verlängerten Belegung bzw. Anbringung von Wirbelgeneratoren 118 auf den Rotorblättern 108 die Regelung der Blatteinstellwinkel γ an Standorten mit niedrigerer Luftdichte ρ_A anzupassen, dergestalt, dass die Blatteinstellwinkel γ an Standorten mit niedrigerer Luftdichte ρ_A reduziert werden. Der Anstellwinkelverlauf für ein beispielhaftes Vorgehen gemäß dieser Regelung ist in 3 durch die Linie 126 für die Betriebssituation Fall 4 dargestellt. Durch die über die Position P_B hinausgehende Belegung des jeweiligen Rotorblattes 108 mit Wirbelgeneratoren 118 erhöhen sich die maximal zulässigen Anstellwinkel α_A zwischen der Radiusposition 0,55 < r/R < 0,71. Somit stellen sich im Betrieb der Windenergieanlage 100 in diesem Rotorblattabschnitt, d.h. zwischen der Radiusposition 0,55 < r/R < 0,71, Anstellwinkel α ein, die sich im zulässigen Bereich befinden. Weiterhin ist ersichtlich, dass die Anstellwinkel α am gesamten Rotorblatt 108 gegenüber dem Fall 3, dargestellt durch die Linie 124, angestiegen sind, was zu Ertragsgewinnen durch eine erhöhte Leistungsaufnahme, vor allem im Außenteil des Rotorblattes, der Windenergieanlage 100 führt. Die Ansteuerung der Pitchmotoren erfolgt durch die Regelung 200.
Mit der Belegung von Rotorblättern 108 mit Wirbelgeneratoren 118 geht eine Reduzierung der Gleitzahlen einher, wie weiter oben ausgeführt wurde. Mit Bezug auf die Darstellung in 4 wird für die Betriebssituation im Fall 4 die Problematik der Gleitzahlreduzierung durch Belegung mit den Wirbelgeneratoren 118 verdeutlicht. Durch die Verlängerung der Belegung mit Wirbelgeneratoren 118 bis zu einer Radiusposition r/R=0,71 in Position P_A bleibt die Gleitzahl bis zu dieser Position auf einem niedrigeren Niveau als dies in den Betriebssituationen Fall 1 und Fall 3 der Fall ist. Bei geeigneter Auslegung wird jedoch im Außenbereich des Rotorblattes 108, d.h. einer Position mit einer Radiusposition r/R > 0,71, wieder mehr Leistung generiert, was mit sich dann einstellenden Ertragssteigerungen einhergeht.
Diese Ertragssteigerung durch eine zunehmende Leistungsgenerierung im Außenbereich des Rotorblattes 108 ist beispielhaft in 5 aufgezeigt. 5 zeigt exemplarisch verschiedene Leistungskurven 136, 138, 140 für die Betriebssituationen Fall 1, Fall 3 und Fall 4. Die Leistungskurve 136 stellt sich im Fall 1 ein, die Leistungskurve 138 stellt sich im Fall 3 ein und die Leistungskurve 140 stellt sich im Fall 4 ein.
Vergleicht man zunächst die Betriebssituationen im Fall 1 und Fall 3, welche sich nur durch den Betrieb der Windenergieanlage 100 bei verschiedenen Luftdichten ρ_A und ρ_B unterscheiden, so ist festzustellen, dass die Leistungskurve 136 beim Übergang von der höheren Luftdichte ρ_B auf die niedrigere Luftdichte ρ_A auf die Leistungskurve 138 abfällt. Dieser starke Abfall der Leistungskurve 136 im Fall 1 auf die Leistungskurve 138 im Fall 3 resultiert aus der Dichtereduzierung und zusätzlich der damit verbundenen Erhöhung des Blatteinstellwinkels γ zur Gewährleistung einer ablösefreien Umströmung des jeweiligen Rotorblattes 108. Für den Fall 4 stellt sich ab einer Windgeschwindigkeit v' und einer Leistung P` eine erhöhte Leistungsaufnahme der Windenergieanlage 100 ein. Bei Erreichen dieser Leistung P` gemäß dem Fall 4 wird bei einer Belegung des jeweiligen Rotorblattes 108 mit Wirbelgeneratoren 118 bis zu der Position P_A in Abhängigkeit von der an dem Standort der Windenergieanlage100 bestimmten Luftdichte ρ_A der Regelung des Blatteinstellwinkels γ ein verringerter Blatteinstellwinkelwert zugrunde gelegt, als der Blatteinstellwinkelwert, der im Fall 3 der Regelung des Blatteinstellwinkels γ zugrunde liegt. Diese bis zum Erreichen der Nennleistung P_Nenn erhöhte Leistungsaufnahme im Fall 4 führt zu den Ertragsgewinnen, durch welche der erhöhte Widerstand im Bereich der zusätzlichen Belegung durch Wirbelgeneratoren 118 über die Position P_B hinaus bis zur Position P_A , kompensiert werden kann.
In 6 sind beispielhaft zwei Blatteinstellwinkelkennlinien 142, 144 für zwei unterschiedliche Betriebssituationen gezeigt. Die Blatteinstellwinkelkennlinie 142 wird der Betriebssituation im Fall 3 der Regelung des Blatteinstellwinkels γ zugrunde gelegt. Die Blatteinstellwinkelkennlinie 144 wird der Betriebssituation im Fall 4 der Regelung des Blatteinstellwinkels γ durch die Regelung 200 zugrunde gelegt. Wie aus den Verläufen 142, 144 zu erkennen ist, lässt sich mit dem Erreichen einer normierten Leistung P'/P_Nenn die Windenergieanlage 100 im Fall 4 mit einem geringeren Anstieg des Blatteinstellwinkels γ betreiben als dies im Fall 3 möglich ist.
Im Fall 3 wird ab der normierten Leistung P'/P_Nenn bei einer standortunabhängigen Belegung des Rotorblattes 108 mit Wirbelgeneratoren 118 bis zur Position P_B der an dem Standort der Windenergieanlage 100 herrschenden niedrigeren Luftdichte ρ_A durch das Pitchen mit hohen Blatteinstellwinkeln γ begegnet. Im Fall 4 hingegen wird ab der normierten Leistung P'/P_Nenn bei einer standortabhängigen Belegung des Rotorblattes 108 mit Wirbelgeneratoren 118 bis zur Position P_A das Pitchen mit niedrigeren Blatteinstellwinkeln γ ermöglicht, wodurch die Anstellwinkelreduzierung geringer ausfällt.
Ein weiterer Aspekt berücksichtigt, dass bei der Betriebsführung für einen Windenergieanlagentyp standortabhängige Nennleistungen P_Nenn angeboten werden. Dabei kann die Erhöhung der Nennleistung P_Nenn durch eine Erhöhung der Nenndrehzahl realisiert werden. Höhere Nenndrehzahlen führen bei gleicher Leistung zu höheren Schnelllaufzahlen im Bereich der Nennleistung P_Nenn und somit zu verringerten Anstellwinkeln α. Demzufolge reduziert sich die Gefahr einer Strömungsablösung.
Dies führt im Gegenzug dazu, dass eine Anbringung von Wirbelgeneratoren in radialer Richtung reduziert werden kann, was wiederrum zu geringerem Lärm und zu Leistungssteigerungen führen kann. Es kann also vorteilhaft sein, vorzusehen, dass die Rotorblätter 108 von Windenergieanlagen 100 eines Anlagentyps, die mit unterschiedlichen Nennleistungen P_Nenn betrieben werden, auch bis zu unterschiedlichen Positionen P_A , P_B in radialer Richtung mit Wirbelgeneratoren 118 belegt werden, dergestalt, dass je geringer die Nennleistung P_Nenn bzw. Nennrotordrehzahl ist, desto weiter nach außen werden Wirbelgeneratoren 118 angebracht.
Eine weitere geeignete Bezugsgröße alternativ oder zusätzlich zu der Nennleistung P_Nenn bzw. der Nennrotordrehzahl, die zur Anpassung der Belegung der Wirbelgeneratoren 118 herangezogen wird, ist demnach die Schnelllaufzahl der Windenergieanlage 100. Wenn die Rotordrehzahl konstant ist und die Leistung geringer ist, führt dies zu einer höheren Schnelllaufzahl, wobei basierend auf dieser höheren Schnelllaufzahl die Radiusposition r/R, bis zu der das Rotorblatt 108 mit Wirbelgeneratoren 118 belegt wird, verringert wird, sich also näher zur Rotorblattwurzel 114 verlegt. Bei sinkender Rotordrehzahl und konstanter Leistung kann entsprechend die Radiusposition r/R erhöht werden, also näher zur Rotorblattspitze 116 verlegt werden.
Wenn sowohl Rotordrehzahl als auch Leistung sinken, kommt es auf das Verhältnis an, ob die Schnelllaufzahl letztlich sinkt oder steigt. Ob die Schnelllaufzahl sinkt oder steigt, ist ohne genauere Angaben nicht klar. Die letztendlich steigende oder sinkende Schnelllaufzahl kann dann vorzugweise zu Bestimmung der Radiusposition r/R herangezogen werden, bis zu der die Rotorblätter mit Wirbelgeneratoren belegt werden.

Claims

Verfahren zum Auslegen und Betreiben einer Windenergieanlage (100) zum Erzeugen elektrischer Leistung aus Wind, wobei die Windenergieanlage (100) einen aerodynamischen Rotor (106) mit in ihrem Blatteinstellwinkel verstellbaren Rotorblättern (108) aufweist, wobei die Rotorblätter (108) an Radiuspositionen in Längsrichtung zwischen Rotorblattwurzel (114) und Rotorblattspitze (116) mit mehreren Wirbelgeneratoren (118) belegt werden, dadurch gekennzeichnet, dass die Belegung der Wirbelgeneratoren (118) in Längsrichtung des jeweiligen Rotorblattes (108) bis zu einer Radiusposition (r/R) durchgeführt wird, die in Abhängigkeit von der Luftdichte (ρ_A, ρ_B) an einem Standort der Windenergieanlage (100) bestimmt wird.
Verfahren nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, dass die Bestimmung der Radiusposition (r/R), an der die Wirbelgeneratoren (118) enden, in Abhängigkeit von der Luftdichte (ρ_A, ρ_B) derart erfolgt, dass ein aufgrund eines durch eine abnehmende Luftdichte hervorgerufenen Anstieg des Anstellwinkels (α) am Rotorblatt (108) zu erwartender Leistungsverlust kompensiert wird.
Verfahren nach Anspruch 1 oder 2, dadurch gekennzeichnet, dass die Bestimmung der Radiusposition (r/R) in Abhängigkeit von der Luftdichte (ρ_A, ρ_B) derart erfolgt, dass eine bei niedrigerer Luftdichte (ρ_A) notwendige Erhöhung des Blatteinstellwinkels (γ) kompensiert wird.
Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass mit abnehmender Luftdichte die Anordnung der Wirbelgeneratoren (118) mit zunehmenden Werten für die Radiusposition (r/R) durchgeführt wird.
Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass die Einstellung des Blatteinstellwinkels (γ) in Abhängigkeit von der zur Belegung der Wirbelgeneratoren (118) bestimmten Radiusposition (r/R) durchgeführt wird.
Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass die Belegung des Rotorblattes (108) mit den Wirbelgeneratoren (118) unter Berücksichtigung einer spezifischen Betriebsführung, insbesondere einer spezifischen Nennleistung (P_Nenn), mit der die Windenergieanlage (100) an einem Standort betrieben wird, durchgeführt wird.
Verfahren nach Anspruch 6, dadurch gekennzeichnet, dass mit abnehmender Schnelllaufzahl, die definiert ist als Verhältnis einer Geschwindigkeit der Rotorblattspitze (116) bei Nennrotordrehzahl zu Nennwindgeschwindigkeit bei Erreichen der Nennleistung (P_Nenn), der Wert für die Radiusposition (r/R) größer wird, bis zu dem die Belegung des jeweiligen Rotorblattes (108) mit Wirbelgeneratoren (118) durchgeführt wird.
Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass mehrere Blatteinstellkennlinien (142, 144) hinterlegt sind und aus den hinterlegten Blatteinstellkennlinien (142, 144) in Abhängigkeit der für die Belegung der Wirbelgeneratoren (118) bestimmten Radiusposition (r/R) eine Blatteinstellkennlinie (144) ausgewählt und zum Einstellen des Blatteinstellwinkels (γ) verwendet wird.
Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass die Windenergieanlage (100) standortabhängig mit einer Nennrotordrehzahl betrieben wird und die Belegung der Wirbelgeneratoren (118) in Längsrichtung des jeweiligen Rotorblattes (108) bis zu einer Radiusposition (r/R) erfolgt, der in Abhängigkeit von der Nennrotordrehzahl bestimmt wird.
Verfahren nach Anspruch 9, dadurch gekennzeichnet, dass mit zunehmender Nennrotordrehzahl und insbesondere gleichzeitig zunehmender Schnelllaufzahl der Wert für die Radiusposition (r/R) geringer wird, bis zu dem die Belegung des jeweiligen Rotorblattes (108) mit Wirbelgeneratoren (118) durchgeführt wird.
Rotorblatt (108) mit einer Saugseite und einer Druckseite, wobei zumindest auf der Saugseite zwischen Rotorblattwurzel (114) und Rotorblattspitze (116) mehrere Wirbelgeneratoren (118) angeordnet sind, wobei die Anordnung der Wirbelgeneratoren (118) in Längsrichtung des jeweiligen Rotorblattes (108) bis zu einer Radiusposition (r/R) in Abhängigkeit von einer standortspezifischen Luftdichte (ρ_A, ρ_B) erfolgt.
Rotorblatt (108) nach Anspruch 11, dadurch gekennzeichnet, dass die Anordnung der Wirbelgeneratoren (118) ausgehend von der Rotorblattwurzel (114) in Richtung der Rotorblattspitze (116) bis zu einer Radiusposition (r/R) des Rotorblattes (108) durch eine standortspezifische Schnelllaufzahl beschränkt ist, insbesondere die Radiusposition (r/R) von einer höheren Schnelllaufzahl zu einer niedrigeren Schnelllaufzahl zunimmt.
Windenergieanlage (100) umfassend einen aerodynamischen Rotor (106) mit in ihrem Blatteinstellwinkel (γ) verstellbaren Rotorblättern (108), wobei der Rotor (106) mit einer einstellbaren Rotornenndrehzahl betreibbar ist, sowie eine Regelung (200), dadurch gekennzeichnet, dass die Regelung (200) dazu eingerichtet ist, die Windenergieanlage (100) nach einem Verfahren gemäß wenigstens einem der Ansprüche 1 bis 10 zu betreiben.
Windenergieanlage (100) nach Anspruch 13, dadurch gekennzeichnet, dass der Rotor (106) wenigstens ein Rotorblatt (108) nach einem der vorstehenden Ansprüche 11 oder 12 aufweist.
Windpark mit mehreren Windenergieanlagen (100) nach Anspruch 13 oder 14.