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TECHNISCHES GEBIET
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Die vorliegende Offenbarung betrifft ein Verfahren zur Überwachung einer Rauigkeit zumindest eines Rotorblatts einer Windkraftanlage.
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TECHNISCHER HINTERGRUND
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Windkraftanlagen, insbesondere größere Windkraftanlagen, sind oft harschen Umwelteinflüssen ausgesetzt. Aufgrund der zunehmenden Rotordurchmesser von Windkraftanlagen stellt die strukturelle Stabilität von Rotorblättern eine herausfordernde Aufgabe für deren Entwicklung dar. Rotorblätter müssen eine bestimmte Steifigkeit aufweisen, um extremen Windbedingungen standhalten zu können. Aus diesem Grund tendieren Entwickler dazu, dickere Tragflächenprofile zu verwenden. Diese Lösung bringt einige bekannte Nachteile mit sich, wie beispielsweise eine stärkere Empfindlichkeit gegen erhöhte Oberflächenrauigkeit der Rotorblätter, ein höherer Leistungsunterschied zwischen sauberem Zustand und erodiertem Zustand sowie ein höherer Luftwiderstand. Erwartete Einflüsse werden typischerweise während des Designs von Rotorblättern berücksichtigt. Es kommen numerische Strömungssimulationen und aeroelastische Simulationen unter der Annahme statischer Rotorblatteigenschaften zur Anwendung.
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Für die Rotorblätter werden jeweils feste Datensätze für die Repräsentation sauberer, rauer und erodierter Eigenschaften verwendet. Allerdings ändern harsche Umwelteinflüsse die Rauigkeit von Rotorblättern mit der Zeit. Es kommt insbesondere zu einer kontinuierlichen Reduktion der jährliche Energieproduktion der Windturbinen. Beispielsweise kann pro Betriebsjahr ein gegebener prozentualer Anteil der Leistung verlorengehen. Starke, plötzliche klimatische Änderungen, wie beispielsweise ein Regen- oder Sandsturm, können hohe Veränderungen der Oberflächenrauigkeit verursachen.
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Erosion durch luftgetragene Partikel tritt typischerweise an der Vorderkante der Rotorblätter auf. Erosion tritt in höherem Maße nahe der Rotorblattspitze auf, da dort die Rotationsgeschwindigkeit höher ist.
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Derzeit wird dem Problem üblicherweise mittels einer Beschichtung oder einer Schutzhülle begegnet. Es werden zudem Schritte unternommen, Rauigkeitsveränderungen frühzeitig zu identifizieren. Die Identifikation kann mittels Sichtkontrolle durch Techniker erfolgen. Außerdem kann die Identifikation anhand von Bildern erfolgen, die mit Luftausrüstung wie Drohnen oder mit Inspektionsrobotern aufgenommen wurde.
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Rauigkeitsveränderungen können auch mit Hilfe von Sensoren festgestellt werden. Insbesondere können Signale der Sensoren beobachtet werden, um anschließend Betriebsparameter der Windkraftanlage so verändern zu können, dass eine Rauigkeitszunahme der Rotorblätter vermieden wird. Bekannten Verfahren zur Feststellung von Rauigkeitsveränderungen sind typischerweise auf einen bestimmten Aspekt spezialisiert. Insbesondere bei einer Veränderung vorliegender Bedingungen kann es zu ungenauen Ergebnissen kommen. Es besteht somit bedarf an einem Verfahren, das besonders genau und langfristig zuverlässig ist.
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ZUSAMMENFASSUNG
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Ein Aspekt der vorliegenden Offenbarung betrifft ein Verfahren zur Überwachung einer Rauigkeit zumindest eines Rotorblatts einer Windkraftanlage. Das Verfahren umfasst ein Einholen von Daten über einen Zustand der Windkraftanlage. Das Verfahren umfasst zudem ein Bestimmen eines ersten Rauigkeitswerts und eines ersten Wahrscheinlichkeitswerts anhand eines ersten Modells. Der erste Wahrscheinlichkeitswert bezieht sich auf eine Wahrscheinlichkeit, dass der erste Rauigkeitswert die Rauigkeit des Rotorblatts korrekt widerspiegelt. Das Verfahren umfasst ein Bestimmen zumindest eines weiteren Rauigkeitswerts und zumindest eines weiteren Wahrscheinlichkeitswerts anhand zumindest eines weiteren Modells. Der weitere Wahrscheinlichkeitswert bezieht sich auf eine Wahrscheinlichkeit, dass der weitere Rauigkeitswert die Rauigkeit des Rotorblatts korrekt widerspiegelt. Das Bestimmen des weiteren Rauigkeitswerts und des weiteren Wahrscheinlichkeitswerts erfolgt unter Einbeziehung des ersten Rauigkeitswerts und des ersten Wahrscheinlichkeitswerts oder das Verfahren umfasst ferner ein Bestimmen eines kombinierten Rauigkeitswerts unter Verwendung des ersten Rauigkeitswerts und des zumindest einen weiteren Rauigkeitswerts.
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Figurenliste
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Ausführungsbeispiele sind in den Zeichnungen dargestellt und in der nachfolgenden Beschreibung näher erläutert.
- 1 zeigt ein Ablaufdiagram eines Verfahrens zur Überwachung einer Rauigkeit zumindest eines Rotorblatts einer Windkraftanlage, gemäß Aspekten der vorliegenden Offenbarung;
- 2 zeigt ein Diagramm zur Veranschaulichung eines Verfahrens zur Überwachung einer Rauigkeit zumindest eines Rotorblatts einer Windkraftanlage, gemäß Aspekten der vorliegenden Offenbarung; und
- 3 zeigt eine schematische Repräsentation einer Windkraftanlage gemäß Ausführungsformen der vorliegenden Offenbarung.
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In den Zeichnungen bezeichnen gleiche Bezugszeichen gleiche oder funktionsgleiche Komponenten oder Schritte.
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DETAILLIERTE BESCHREIBUNG DER AUSFÜHRUNGSFORMEN
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Im Folgenden wird detaillierter Bezug genommen auf verschiedene Ausführungsformen der Erfindung, wobei ein oder mehrere Beispiele in den Zeichnungen veranschaulicht sind.
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1 zeigt ein Ablaufdiagram eines Verfahrens zur Überwachung einer Rauigkeit zumindest eines Rotorblatts einer Windkraftanlage. Das Verfahren beginnt in einem Block 102. Das Verfahren umfasst, in einem Block 104, ein Einholen von Daten über einen Zustand der Windkraftanlage.
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Die Daten können Sensordaten von Sensoren umfassen, die an der Windkraftanlage, insbesondere an den Rotorblättern, angebracht sind. Eine beispielhafte, mit Sensoren ausgestattete Windkraftanlage ist unten im Zusammenhang mit 3 beschrieben. Die Daten können Rotorblattwurzel-Biegemomente, Beschleunigungsdaten oder Druckdaten umfassen. Die Beschleunigungsdaten sind insbesondere Daten von Beschleunigungssensoren. Die Druckdaten sind insbesondere Daten von Drucksensoren.
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In Ausführungsformen des Verfahrens umfassen die Daten Schallemissionsdaten. Bei den Schallemissionsdaten kann es sich um Schallemissionsdaten der Windkraftanlage, insbesondere der Rotorblätter, handeln.
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Das Verfahren umfasst, in einem Block 106, ein Bestimmen eines ersten Rauigkeitswerts und eines ersten Wahrscheinlichkeitswerts, insbesondere unter Verwendung der Daten, anhand eines ersten Modells. Der erste Wahrscheinlichkeitswert bezieht sich auf eine Wahrscheinlichkeit, dass der erste Rauigkeitswert die Rauigkeit des Rotorblatts korrekt widerspiegelt.
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In Ausführungsformen des Verfahrens werden beim Bestimmen des ersten Rauigkeitswerts oder eines der weiteren Rauigkeitswerte nur Daten berücksichtigt, die während eines ersten Betriebszustands der Windkraftanlage erfasst wurden. Das zur Bestimmung des Rauigkeitswerts verwendete Modell ist insbesondere auf den ersten Betriebszustand abgestimmt.
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In Ausführungsformen des Verfahrens werden beim Bestimmen des ersten Rauigkeitswerts oder eines der weiteren Rauigkeitswerte nur Daten berücksichtigt, die während eines ersten atmosphärischen Zustands erfasst wurden. Das zur Bestimmung des Rauigkeitswerts verwendete Modell ist insbesondere auf den ersten atmosphärischen Zustand abgestimmt.
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Allgemein können die zur Bestimmung eines Rauigkeitswerts verwendeten Modelle jeweils auf den vorliegenden Betriebszustand oder atmosphärischen Zustand abgestimmt sein. Anders ausgedrückt, wird bei der Wahl des zu verwendenden Modells ein Betriebszustand oder ein atmosphärischer Zustand berücksichtigt. So kann die Bestimmung des Rauigkeitswerts insbesondere auf einer Verbundwahrscheinlichkeit basieren. Eine besonders genaue und zuverlässige Ermittlung des Rauigkeitswerts kann ermöglicht werden.
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Das Verfahren umfasst, in einem Block 108, ein Bestimmen zumindest eines weiteren Rauigkeitswerts und zumindest eines weiteren Wahrscheinlichkeitswerts, insbesondere unter Verwendung der Daten, anhand zumindest eines weiteren Modells. Der weitere Wahrscheinlichkeitswert bezieht sich auf eine Wahrscheinlichkeit, dass der weitere Rauigkeitswert die Rauigkeit des Rotorblatts korrekt widerspiegelt.
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In Ausführungsformen des Verfahrens, umfasst das Bestimmen des ersten Rauigkeitswerts oder das Bestimmen des zumindest einen weiteren Rauigkeitswerts eine statistische Analyse der Daten.
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Das Bestimmen des weiteren Rauigkeitswerts und des weiteren Wahrscheinlichkeitswerts kann unter Einbeziehung des ersten Rauigkeitswerts und des ersten Wahrscheinlichkeitswerts erfolgen. Anhand des ersten Modells erhaltene Ergebnisse können so korrigierenden Einfluss auf das Bestimmen des weiteren Rauigkeitswerts haben. Es kann insbesondere eine A-posteriori-Wahrscheinlichkeit bezüglich des weiteren Rauigkeitswerts ermittelt werden. Allgemein können so mehrere Modelle in einer Kette verwendet werden, wobei in der Kette vorangehende Modelle einen korrigierenden Einfluss auf die Berechnungen mittels nachfolgender Modelle haben. Eine Erhöhung der Genauigkeit und Zuverlässigkeit der Ermittlung der Rauigkeitswerte kann erzielt werden.
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Alternativ kann das Verfahren ferner in einem Block 110 ein Bestimmen eines kombinierten Rauigkeitswerts unter Verwendung des ersten Rauigkeitswerts und des zumindest einen weiteren Rauigkeitswerts umfassen. Bei dem kombinierten Rauigkeitswerts kann es sich um einen gewichteten Mittelwert des ersten Rauigkeitswerts und des zumindest einen weiteren Rauigkeitswerts handeln. Durch Kombination anhand unterschiedlicher Modelle bestimmter Rauigkeitswerte kann ein besonders genauer kombinierter Rauigkeitswert ermittelt werden.
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In Ausführungsformen umfasst das Verfahren ferner ein Bestimmen einer zu erwartenden elektrischen Leistungskurve der Windkraftanlage unter Berücksichtigung eines atmosphärischen Zustands. Im Kontext der vorliegenden Offenbarung ist unter einem atmosphärischen Zustand insbesondere eine Windgeschwindigkeit, eine Windrichtung, eine Umgebungstemperatur, eine Luftfeuchtigkeit oder einer Niederschlagsmenge zu verstehen.
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In Ausführungsformen umfasst das Verfahren ferner ein Bestimmen eines optimalen aerodynamischen Verhaltens von Rotorblättern der Windkraftanlage, insbesondere auf Grundlage physikalischer Prinzipien. Die Bestimmung kann unter Berücksichtigung von Blattbiegemomenten in einer Schlagrichtung („flapwise“) und einer Schwenkrichtung („edgewise“) erfolgen, insbesondere ohne Regelung des Blatteinstellwinkels. Die Bestimmung kann bezüglich zumindest eines Auslegungspunkts erfolgen. Der Auslegungspunkt liegt insbesondere in der Nähe von und unterhalb einer Nennwindgeschwindigkeit, einer Nenn-Rotationsgeschwindigkeit des Generators und einer elektrischen Nennleistung.
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In Ausführungsformen des Verfahrens umfasst das Verfahren ferner ein Bestimmen einer zu erwartenden Schallemission von Rotorblättern der Windkraftanlage. Das Bestimmen der zu erwartenden Schallemission kann unter Berücksichtigung eines Betriebszustands der Windkraftanlage, beispielsweise einer Rotationsgeschwindigkeit oder eines Azimutwinkels, erfolgen. Das Bestimmen der zu erwartenden Schallemission kann unter Berücksichtigung eines atmosphärischen Zustands, beispielsweise einem Pegel an Hintergrundgeräuschen, erfolgen.
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Die zur Bestimmung der Rauigkeit verwendeten Modelle können durch manuelle Eingaben eines Anwenders optimiert werden. Die manuellen Eingaben dienen insbesondere zur Markierung spezifischer, die Windkraftanlage betreffender Ereignisse. Es kann eine kontinuierliche Weiterentwicklung der Modelle ermöglicht werden.
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Ausführungsformen des Verfahrens sind zur Überwachung eines Satzes, insbesondere eines vollständigen Satzes, an Rotorblättern der Windkraftanlage vorgesehen. Der erste Rauigkeitswert und der zumindest eine weitere Rauigkeitswert können auf den Satz an Rotorblättern bezogen sein.
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Ausführungsformen des Verfahrens sind zur Überwachung einer Gesamtheit an Rotorblättern einer Flotte an Windkraftanlagen vorgesehen. Der erste Rauigkeitswert und der zumindest eine weitere Rauigkeitswert können auf die Gesamtheit an Rotorblättern der Flotte bezogen sein.
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Das Verfahren kann eine Erkennung abnormalen Verhaltens anhand der eingeholten Daten umfassen. Für die Erkennung können verschiedene Zeitspannen oder Betriebszustände als Grundlage dienen. Es werden insbesondere Teilmengen der eingeholten Daten betrachtet. Die Erkennung kann beispielsweise auf eine Rotation, eine Minute, einen Tag, eine Saison oder einen Teillast-Zustand bezogen sein. Es können jeweils Warnungen oder Alarme basierend auf den unterschiedlichen Betrachtungsmethoden ausgegeben werden. Durch Analysen über Zeitspannen verschiedener Längen kann ein besonders zuverlässiges und robustes Verfahren bereitgestellt werden. Das Verfahren endet in einem Block 112.
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Ein Vorteil von Verfahren gemäß der vorliegenden Offenbarung ist, dass durch die Verwendung mehrerer Modelle eine Berücksichtigung verschiedener Aspekte, welche eine Änderung der Blattrauigkeit anzeigen können, ermöglicht wird. Die der Auswertung ist somit insbesondere nicht nur auf eine einzelne mit der Rauigkeit zusammenhängende Fehlermöglichkeit beschränkt. Es kann somit erzielt werden, dass Rauigkeitsänderungen auch dann akkurat erkannt werden können, wenn sich Rahmenbedingungen mit der Zeit ändern. Es können verschiedene Fehlermöglichkeiten und statistische Ansätze berücksichtigt werden.
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Es ist von Vorteil, dass das Verfahren durch Hinzunahme weiterer Modelle einfach weiterentwickelt werden. Insbesondere kann eine wachsende Zahl an Annahmen bezüglich der Rauigkeitszunahme einbezogen werden, insbesondere auch standortspezifischer Annahmen. Bei der Hinzunahme weiterer Annahmen werden insbesondere eine Wahrscheinlichkeit des Auftretens und ein zugehöriger Abnutzungsgrad berücksichtigt. Durch manuelle Eingaben, wie beispielsweise Bestätigungen von Rauigkeitsveränderungen oder Hinweise auf besondere Ereignisse, kann das Verfahren weiter verbessert werden.
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Verfahren gemäß der vorliegenden Offenbarung können an verschiedene Messkonfigurationen angepasst werden. Beispielsweise können eingeholte Daten SCADA-Daten umfassen. In Ausführungsformen können die Daten Rotorblattwurzel-Biegemomente und Beschleunigungsdaten umfassen. Zudem können Daten von Drucksensoren einbezogen werden. Es kann somit insbesondere ein modulares System zur Rauigkeitsüberwachung bereitgestellt werden. Das Verfahren kann an eine gegebene physische Konfiguration einer Windkraftanlage oder einer Flotte an Windkraftanlagen angepasst werden. Zudem können Anpassungen im Hinblick auf ein gegebenes Risikoprofil vorgenommen werden.
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2 zeigt ein Diagramm zur Veranschaulichung eines Verfahrens zur Überwachung einer Rauigkeit zumindest eines Rotorblatts einer Windkraftanlage, gemäß Aspekten der vorliegenden Offenbarung. Das Verfahren kann zur Überwachung einer Flotte umfassend n Windkraftanlagen vorgesehen sein, wobei n größer als beispielsweise 1, 3, oder 5 sein kann. Das Verfahren kann einen ersten Block 202 umfassen, der auf eine erste Windkraftanlage bezogen ist.
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In dem vorliegenden Beispiel umfasst der erste Block 202 einen ersten Teilblock 204, umfassend eine Analyse mittels eines ersten Modells. Das erste Modell umfasst insbesondere eine statistische Analyse der eingeholten Daten. Der erste Block 202 kann einen zweiten Teilblock 206 umfassen. Der zweite Teilblock 206 umfasst insbesondere eine auf aerodynamischen Gegebenheiten basierende Analyse. Der erste Block 202 kann zudem einen dritten Teilblock 208 umfassen. Der dritte Teilblock 208 umfasst insbesondere eine Analyse von Schallemissionsdaten. Das Verfahren kann zumindest einen weiteren Block 210 umfassen, der auf eine weitere Windkraftanlage bezogen ist. Der weitere Block 210 kann analog zum ersten Block 202 Teilblöcke bezüglicher verschiedener Analysemethoden umfassen. Insbesondere kann der weitere Block 210 die gleichen Teilblöcke wie der erste Block 202 aufweisen.
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3 zeigt eine schematische Repräsentation einer Windkraftanlage gemäß Ausführungsformen der vorliegenden Offenbarung. Die Darstellung dient insbesondere als ein Beispiel für eine Windkraftanlage, die für die Überwachung mittels eines Verfahrens gemäß der vorliegenden Offenbarung geeignet ist. Die Windkraftanlage kann auch dazu eingerichtet sein, Verfahren gemäß der vorliegenden Offenbarung lokal oder in Zusammenspiel mit einem externen System auszuführen.
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An der Windkraftanlage 300 sind beispielhaft mehrere Sensoren 311, 312, 313, 314, 315 angeordnet. Ein Sensor 311 kann beispielsweise ein Windgeschwindigkeitsmesser sein. Die Sensoren 311, 312, 313, 314, 315 können zu einer Erfassung von Daten genutzt werden. Mittels der Sensoren erfasste Daten können insbesondere in Verfahren zur Rauigkeitsüberwachung gemäß der vorliegenden Offenbarung verwendet werden. Ferner kann eine Datenverarbeitungsvorrichtung 316 vorgesehen sein, insbesondere zur Verarbeitung der erfassten Daten. Die Verarbeitung der erfassten Daten kann eine Bestimmung von Rauigkeitswerten gemäß einem Verfahren der vorliegenden Offenbarung umfassen. Über ein Netzinterface 318 können verarbeitete Daten übertragen werden. Insbesondere kann das Netzinterface 318 zum Verbinden der Datenverarbeitungsvorrichtung 316 mit einem Datennetz vorgesehen sein. Das Netzinterface kann dazu eingerichtet sein, von der Datenverarbeitungsvorrichtung 316 verarbeitete Daten an einen onlinebasierten Speicher- und Serverdienst zu senden. Insbesondere können erfasste Belastungsdaten gesendet werden.
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In Ausführungsformen der Windkraftanlage können mittels Sensoren 312, 313, 314, 315 Messdaten bezüglich verschiedener Parameter beispielsweise eines Rotors, eines Getriebes oder eines Generators der Windkraftanlage aufgenommen werden. Gemäß beschriebener Ausführungsformen kann zumindest ein Sensor 311, 312, 313, 314, 315 an der Windkraftanlage angeordnet sein. Insbesondere kann zumindest ein Sensor 311, 312, 313, 314, 315 beispielsweise an einem Rotorblatt, einer Turbine, einem Getriebe oder einem Turm der Windkraftanlage angeordnet sein. Zumindest ein Sensor kann ein externer Sensor sein. In Ausführungsformen können optische oder faseroptische Sensoren zur Verwendung kommen. Insbesondere können beispielsweise ein faseroptischer Dehnungssensor, ein faseroptischer Beschleunigungssensor oder ein faseroptischer Vibrationssensor vorgesehen sein.
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Verwendete Sensoren 311, 312, 313, 314, 315 können mit der Datenverarbeitungsvorrichtung 316 verbunden sein. Beispielsweise kann ein Sensor 311, 312, 313, 314, 315 über eine drahtgebundene oder eine drahtlose Verbindung mit der Datenverarbeitungsvorrichtung 316 verbunden sein. Insbesondere wenn ein Sensor 311, 312, 313, 314, 315 und die Datenverarbeitungsvorrichtung 316 auf gegeneinander beweglichen Teilen der Windkraftanlage 300 angeordnet sind, kann eine drahtlose Verbindung von Vorteil sein. Eine drahtlose Verbindung kann beispielsweise über Funk, insbesondere über Bluetooth oder WLAN realisiert sein.
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Die Datenverarbeitungsvorrichtung 316 kann beispielsweise eine digitale Prozessoreinheit („DPU“) verwenden oder sein. Gemäß beschriebener Ausführungsformen können von Sensoren erfasste Daten Primärdaten sein. Die Datenverarbeitungsvorrichtung 316 kann dazu eingerichtet sein, die Primärdaten zu verarbeiten. Die Verarbeitung kann automatisch und autonom erfolgen. Die Primärdaten können durch die Datenverarbeitungsvorrichtung 316 zu Sekundärdaten verarbeitet werden. Das Netzinterface 318 kann dazu eingerichtet sein, die Sekundärdaten zu senden. Alternativ oder zusätzlich kann das Netzinterface 318 eingerichtet sein, die Primärdaten zu senden. Dann kann die Datenverarbeitung beispielsweise in einem onlinebasierten Speicher- und Serverdienst erfolgen. Insbesondere können Verfahren zur Rauigkeitsüberwachung gemäß der vorliegenden Offenbarung zumindest teilweise mittels eines onlinebasierten Speicher- und Serverdienstes durchgeführt werden. Primärdaten können als Rohdaten vorgehalten werden, beispielsweise für den Fall, dass sich zu einem späteren Zeitpunkt zusätzliche Auswertungsmöglichkeiten ergeben.
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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.
