EP4713582A1 - Verfahren zum vorbereiten einer reparatur eines rotorblatts einer windenergieanlage, stützstruktur, rotorblattsystem und reparaturverfahren - Google Patents

Abstract

Die Anmeldung betrifft ein Verfahren zum Vorbereiten einer Reparatur einer Schadstelle (32) an einer lasttragenden Struktur eines Rotorblatts (2') einer Windenergieanlage (1), wobei das Verfahren umfasst: Bestimmen einer ersten Rotorblattstellung, die eine einzelne Stellposition oder ein Stellbereich sein kann, derart, dass eine erste mechanische Belastung der lasttragenden Struktur in der ersten Rotorblattstellung geringer ist als eine zweite mechanische Belastung der lasttragenden Struktur in einer zweiten Rotorblattstellung und/oder dass ein erster mechanischer Widerstand der lasttragenden Struktur und/oder der nicht-lasttragenden Struktur in der ersten Rotorblattstellung höher ist als ein zweiter mechanischer Widerstand der lasttragenden Struktur und/oder einer nicht-lasttragenden Struktur in der zweiten Rotorblattstellung (S3), Bestimmen, ob die erste mechanische Belastung und/oder der erste mechanische Widerstand einer ersten Bedingung genügt, gemäß der das Rotorblatt (2') während der Reparatur betriebsbereit mit der Windenergieanlage (1) verbunden bleiben kann (E1). Die Anmeldung betrifft ferner eine Stützstruktur, ein Rotorblattsystem und ein Reparaturverfahren.

Description

Verfahren zum Vorbereiten einer Reparatur eines Rotorblatts einer Windenergieanlage, Stützstruktur, Rotorblattsystem und Reparaturverfahren

Die Anmeldung betrifft ein Verfahren zum Vorbereiten einer Reparatur (im Folgenden auch als Vorbereitungsverfahren bezeichnet) einer Schadstelle an einer lasttragenden Struktur eines Rotorblatts einer Windenergieanlage, eine Stützstruktur zum Unterstützen einer Reparatur einer Schadstelle an einer lasttragenden Struktur eines Rotorblatts einer Windenergieanlage, ein entsprechendes Rotorblattsystem sowie ein Verfahren zur Reparatur (im Folgenden auch als Reparaturverfahren bezeichnet) einer Schadstelle an einer lasttragenden Struktur eines Rotorblatts einer Windenergieanlage.

Windenergieanlagen sind äußeren Einflüssen ausgesetzt, die Beschädigungen verschiedener Komponenten, insbesondere von Rotorblättern, verursachen können. Etwa steigt mit der fortschreitend zunehmenden Größe von Windenergieanlagen und der entsprechend zunehmenden Länge ihrer Rotorblätter die Wahrscheinlichkeit von Blitzeinschlägen, die - selbst bei Vorhandensein eines Blitzschutzsystems - Schäden an Rotorblättern verursachen können (etwa wenn die Stärke eines Blitzes oder die Einschlagsposition sich außerhalb der Auslegungsparameter des Blitzschutzsystems bewegen). Zu Schäden durch Blitzeinschlag kann u. a. eine elektrische Leitfähigkeit der lasttragenden Strukturen selbst (wie weiter unten beschrieben) beitragen.

Besonders kritisch sind solche Schäden, wenn sie an lasttragenden Strukturen der Rotorblätter auftreten. Solche lasttragenden Strukturen umfassen häufig faserverstärkte Werkstoffe, vorteilhaft in Form von zu Stapeln geschichteten und in Form von parallelen Stapeln zu Gurten gefügten Pultrudaten. Beispielsweise weisen Pultrudate aus mit Kohlenstofffasern verstärktem Kunststoff (CFK) oder mit Glasfasern verstärktem Kunststoff (GFK) gute mechanische Eigenschaften für die Bildung solcher lasttragenden Gurte auf. Insbesondere bei langen Rotorblättern, die mit der zunehmenden Größe von Windenergieanlagen einhergeht, werden lasttragende Strukturen dieser Art häufig eingesetzt.

Es ist aus dem Stand der Technik bekannt, zur Vorbereitung der Reparatur einer Schadstelle an einer solchen lasttragenden Struktur das betroffene Rotorblatt von der Windenergieanlage zu trennen (also eine Downtower-Reparatur durchzuführen), um die beschädigte Struktur während der Reparatur durch geeignetes Stützen entlasten zu können. Dadurch können erheblicher Aufwand und erhebliche Demontage/Montage-, Transport- und/oder Ausfallkosten entstehen, die im Einzelnen u. a. davon abhängen, ob die Windenergieanlage beispielsweise an Land (etwa in der Ebene oder an einem Hang) oder auf See (etwa auf einer schwimmenden oder bodenfesten Plattform) betrieben wird. Es ist daher wünschenswert, Reparatur- und Vorbereitungsverfahren sowie für den Einsatz bei solchen Verfahren geeignete Vorrichtungen und Systeme bereitzustellen, die solchen Aufwand und solche Kosten verringern können. Dabei ist es zugleich wünschenswert, die durch die Beschädigung beeinträchtigten mechanischen Eigenschaften der beschädigten lasttragenden Struktur bestmöglich wiederherzustellen, was bei bekannten Verfahren, die im Fall von Pultrudaten beispielsweise auf dem Infundieren von trockenen Fasern beruhen können, nicht der Fall ist.

In bestimmten Fällen ist auch das Wiederherstellen von durch die Beschädigung beeinträchtigten elektrischen Eigenschaften erforderlich, soweit die lasttragenden Strukturen solche Eigenschaften aufweisen. Beispielsweise sind CFK- Pultrudate elektrisch leitfähig, weshalb bei ihrer Verwendung in Rotorblättern entweder eine elektrische Trennung (durch Isolierung und physikalische Separierung) von dem Blitzschutzsystem der Windenergieanlage oder ein Vorsehen definierter Potentialausgleichsverbindungen mit Komponenten des Blitzschutzsystems (etwa mit Blitzableiterkabeln und/oder an der Oberfläche des Rotorblatts angeordneten Metallgitterfolien) erforderlich sind. Sind Potential- ausgleichverbindungen vorgesehen, so müssen Beeinträchtigungen der elektrischen Leitfähigkeit der lastragenden Struktur und/oder der damit verbundenen Potentialausgleichsverbindungen bei der Reparatur behoben werden.

Vor dem Hintergrund des Stands der Technik liegt der Anmeldung die Aufgabe zugrunde, ein Vorbereitungsverfahren, eine Stützstruktur, ein Rotorblattsystem und ein Reparaturverfahren vorzuschlagen, die eine oder mehrere der genannten Eigenschaften aufweisen bzw. die genannten Probleme verringern cider vermeiden.

Zur Lösung der Aufgabe werden ein Vorbereitungsverfahren nach Anspruch 1, eine Stützstruktur nach Anspruch 6, ein Rotorblattsystem nach Anspruch 11 und ein Reparaturverfahren nach Anspruch 13 vorgeschlagen. Vorteilhafte Ausgestaltungen und Weiterbildungen ergeben sich in Verbindung mit den Merkmalen der Unteransprüche.

Das vorgeschlagene Verfahren zum Vorbereiten einer Reparatur (Vorbereitungsverfahren) einer Schadstelle an einer lasttragenden Struktur eines Rotorblatts einer Windenergieanlage, wobei das Rotorblatt außer der lasttragenden Struktur mindestens eine nicht-lasttragende Struktur umfasst, die mit der lasttragenden Struktur verbunden oder nahe der lasttragenden Struktur, insbesondere angrenzend an die lasttragende Struktur, angeordnet, ist, umfasst die folgenden Schritte:

Bestimmen einer ersten Rotorblattstellung, die eine einzelne Stellposition oder ein Stellbereich sein kann, derart, dass eine erste mechanische Belastung der lasttragenden Struktur in der ersten Rotorblattstellung geringer ist als eine zweite mechanische Belastung der lasttragenden Struktur in einer zweiten Rotorblattstellung und/oder dass ein erster mechanischer Widerstand der lasttragenden Struktur und/oder der nicht-lasttragenden Struktur in der ersten Rotorblattstellung höher ist als ein zweiter mechanischer Widerstand der lasttragenden Struktur und/oder der nicht-lasttragenden Struktur in der zweiten Rotorblattstellung,

Bestimmen, ob die erste mechanische Belastung und/oder der erste mechanische Widerstand einer ersten Bedingung genügt, gemäß der das Rotorblatt während der Reparatur betriebsbereit mit der Windenergieanlage verbunden bleiben kann.

Eine Rotorblattstellung kann hierbei durch einen Satz von Winkeln definiert sein, der einen Pitchwinkel um eine Rotorblattlängsachse und/oder einen Azimutwinkel um eine Rotationsachse eines Rotors der Windenergieanlage und/oder einen Gierwinkel um eine Turmachse der Windenergieanlage, insbesondere alle drei genannten Winkel, umfassen kann.

Unter einer mechanischen Belastung können hier jegliche wirkenden Kräfte und/oder Momente sowie daraus resultierende Strukturbeanspruchen, etwa Dehnungen, Spannungen und/oder Beullasten, verstanden werden. Als mechanischer Widerstand wird eine maximal zulässige mechanische Belastung, etwa eine zulässige Kraft und/oder ein zulässiges Moment, bspw. ein Beulwiderstand, eine zulässige Spannung (Festigkeit) und/oder zulässige Dehnung, bezeichnet.

Die Schadstelle kann insbesondere durch einen Blitzeinschlag in das Rotorblatt, aber auch (zusätzlich oder alternativ) durch andere Einflüsse, etwa überhöhte mechanische Belastung und/oder Materialermüdung, verursacht sein. Ist die erste Rotorblattstellung ein Stellbereich, so wird sie im Folgenden auch als Envelope bezeichnet, die also einen Bereich von für eine Reparatur vorteilhaften Rotorblattstellungen mit Entlastung der lasttragenden Struktur definieren kann.

Das Rotorblatt kann neben der die Schadstelle umfassenden lasttragenden Struktur, die hier und im Folgenden stets nur als die lasttragende Struktur bezeichnet wird, weitere lasttragende Strukturen umfassen. Das Rotorblatt kann neben der mit der lasttragenden Struktur verbunden oder nahe der lasttragenden Struktur angeordneten nicht-lasttragenden Struktur, die hier und im Folgenden stets nur als die nicht-lasttragende Struktur bezeichnet wird, weitere nicht-lasttragende Strukturen umfassen. Nicht-lasttragende Strukturen (also die nicht-lasttragende Struktur und ggf. weitere lasttragende Strukturen) können etwa Panels, Verkleidungsteile usw. umfassen.

Durch das Bestimmen der ersten Rotorblattstellung und das darauf basierende Bestimmen, ob die erste mechanische Belastung der ersten Bedingung genügt, kann insbesondere in einer Vielzahl von Fällen eine Reparatur des betriebsbereit mit der Windenergieanlage verbundenen Rotorblatts (Uptower-Reparatur) ermöglicht werden, wodurch die mit einer Uptower-Reparatur verbundenen Probleme (Aufwand und Kosten) vermieden werden können.

Das Verfahren kann ein Bestimmen einer Art und eines Ausmaßes der Schadstelle und/oder etwaiger weiterer Beschädigungen des Rotorblatts mittels visueller Inspektion und/oder mittels eines Messverfahrens umfassen. Dabei kann das Ausmaß etwa eine Länge und/oder Breite und/oder Tiefe der Schadstelle und/oder eine Anzahl geschädigter lasttragender Elemente, insbesondere Pultrudat-Elemente, umfassen. Ein entsprechendes Messverfahren kann beispielsweise Ultraschallmessungen und/oderThermographie und/oder Computertomographie umfassen.

Beim Bestimmen der ersten Rotorblattstellung und/oder beim Bestimmen, ob die erste mechanische Belastung der ersten Bedingung genügt, können äußere Bedingungen, etwa eine Windrichtung und/oder eine Windstärke und/oder eine Wellenlast, und/oder Eigenschaften der Schadstelle bzw. der die Schadstelle umfassenden lasttragenden Struktur, etwa die zuvor bestimmte Art und/oder das zuvor bestimmte Ausmaß der Schadstelle und/oder ein Ausmaß (Länge und/oder Breite und/oder Tiefe) einer zur Reparatur der Schadstelle in die lasttragende Struktur einzubringenden Ausnehmung, berücksichtigt werden.

Auf Grundlage des Bestimmens, ob die erste mechanische Belastung der ersten Bedingung genügt, kann das Vorbereitungsverfahren vorteilhaft ferner umfassen: Anordnen des Rotorblatts zum Ermöglichen der Reparatur, wobei das betriebsbereit mit der Windenergieanlage verbundene Rotorblatt in der ersten Rotorblattstellung angeordnet wird, falls die erste mechanische Belastung und/oder der erste mechanische Widerstand der ersten Bedingung genügt, und/oder wobei das Rotorblatt von der Windenergieanlage getrennt angeordnet wird, falls die erste mechanische Belastung und/oder der erste mechanische Widerstand der ersten Bedingung nicht genügt.

Somit kann eine Uptower-Reparatur durchgeführt werden, soweit dafür geeignete Betriebsbedingungen bestimmbar sind; nur soweit dies nicht der Fall ist, wird auf eine Downtower-Reparatur zurückgegriffen. Da somit eine Verringerung der Häufigkeit von Downtower-Reparaturen möglich sein kann, kann - jedenfalls über mehrere Reparaturvorgänge betrachtet - eine Verringerung von Aufwand und Kosten erzielbar sein.

Zum Bestimmen, ob die erste mechanische Belastung der ersten Bedingung genügt, kann es vorgesehen sein, einen oder mehrere Belastungswerte in der ersten Rotorblattstellung zu bestimmen und mit einem oder mehreren Widerstandswerten der lasttragenden Struktur zu vergleichen. Als Belastungswerte kommen hierbei etwa Werte von Kräften und/oder Momenten und/oder mechanischen Spannungen und/oder Dehnungen in Frage. Als Widerstandswerte kommen wiederum zulässige Kräfte bzw. Momente, bspw. Beulwiderstände, und/oder zulässige Spannungen (Festigkeiten) und/oder zulässige Dehnungen in Frage.

Es kann vorgesehen sein, dass die lasttragende Struktur einen mit Fasern verstärkten Werkstoff, insbesondere mindestens ein Pultrudat aus mit Kohlenstoff- und/oder Glasfasern verstärktem Kunststoff, umfasst und die Schadstelle eine Beschädigung einer oder mehrerer der Fasern und/oder des Kunststoffes umfasst. Die lasttragende Struktur kann insbesondere einen oder auch mehrere Pultrudat-Gurte umfassen, wobei jeder der Pultrudat-Gurte mindestens einen, optional mehrere in einer Faserrichtung parallel zueinander angeordnete Pultrudat-Stapel umfasst und jeder der Pultrudat-Stapel mindestens ein, vorzugsweise mehrere stapelförmig angeordnete Pultrudat-Elemente, insbesondere plankenförmige Pultrudat-Elemente (Pultrudat-Planken, hier auch kurz als Planken bezeichnet) umfasst. Die Schadstelle kann eine oder mehrere der Planken ganz oder teilweise durchtreten.

Es kann vorgesehen sein, dass die erste Rotorblattstellung mittels einer aerodynamischen und/oder elastischen und/oder hydrodynamischen Simulation wenigstens eines Teils der Windenergieanlage bestimmt wird. Somit kann die erste Rotorblattstellung auf einfache und robuste Weise bestimmt werden. Beispielsweise kann eine aeroelastische Simulation, also eine Simulation, die aerodynamische und elastische Parameter umfasst, vorgesehen sein.

Es kann vorgesehen sein, dass die erste Rotorblattstellung gemäß einem Zeitverlauf einer äußeren Belastung des Rotorblatts, insbesondere einer Wind- und/oder Wellenlast, angepasst wird. Damit kann dynamisch auf veränderliche Bedingungen während der Vorbereitung und/oder Durchführung der Reparatur reagiert werden. Es kann vorgesehen sein, bei einem Vorliegen einer kritischen Bedingung, beispielsweise einem Überschreiten einer vorgegebenen Ma- ximal-Windgeschwindigkeit und/oder Maximal-Wellenlast, ein Warnsignal auszugeben. Basierend auf einem solchen Warnsignal kann etwa eine Reparatur unterbrochen oder eingestellt werden, wenn ein sicheres Arbeiten und/oder eine Standsicherheit der geschädigten lastragenden Struktur aufgrund der kritischen Bedingung nicht mehr gewährleistet ist.

Das Vorbereitungsverfahren kann umfassen: Bestimmen, ob die erste mechanische Belastung und/oder der erste mechanische Widerstand einer zweiten Bedingung genügt, gemäß der das betriebsbereite Verbundenbleiben des Rotorblatts mit der Windenergieanlage während der Reparatur ein Verringern der ersten mechanischen Belastung und/oder ein Erhöhen des ersten mechanischen Widerstands mittels einer Stützstruktur erfordert.

Durch Bestimmen, ob die erste mechanische Belastung der zweiten Bedingung genügt, kann etwa ein der ersten Rotorblattstellung entsprechender Stellbereich (Envelope) erweitert, also eine Reparatur in einem erweiterten Bereich äußerer Einflüsse und/oder Eigenschaften der Schadstelle ermöglicht werden. Insbesondere kann in bestimmten Fällen, in denen eine Uptower-Reparatur ohne weitere Maßnahmen (also insbesondere nur durch Betrieb der Windenergieanlage in der ersten Rotorblattstellung) nicht möglich wäre, dennoch eine Uptower-Reparatur ermöglicht werden.

Das Vorbereitungsverfahren kann ein Anbringen einer Stützstruktur an dem Rotorblatt zum Verringern der ersten mechanischen Belastung umfassen. Die Stützstruktur kann insbesondere eine Stützstruktur der vorgeschlagenen, weiter unten beschriebenen Art sein.

Das Vorbereitungsverfahren kann ein Anbringen eines Dehnmessmittels an der die Schadstelle umfassenden lasttragenden Struktur und/oder einer weiteren lasttragenden Struktur des Rotorblatts umfassen. Damit kann beispielsweise überwacht werden, ob bzw. sichergestellt werden, dass die Stützstruktur die gewünschte mechanische Entlastung ermöglicht. Es kann auch vorgesehen sein, das Bestimmen der ersten Rotorblattstellung und/oder das Bestimmen, ob die erste mechanische Belastung der ersten Bedingung genügt, und/oder das Bestimmen, ob die erste mechanische Belastung der zweiten Bedingung genügt (s. u.), unter Berücksichtigung eines mittels des Dehnmessmittels bereitgestellten Dehnungswerts vorzunehmen.

Das Vorbereitungsverfahren kann ein Messen einer Impedanz der lasttragenden Struktur, insbesondere zum Erfassen einer Beeinträchtigung der elektrischen Leitfähigkeit der lasttragenden Struktur durch die Schadstelle, umfassen.

Das Vorbereitungsverfahren kann umfassen: Bestimmen, ob die Reparatur durch Zugang zu der Schadstelle ausgehend von einem Inneren des Rotorblatts und/oder ausgehend von einem Äußeren des Rotorblatts zu erfolgen hat. Dieses Bestimmen kann etwa unter Berücksichtigung einer Zugänglichkeit der Schadstelle und/oder einer Position der Schadstelle und/oder eines Ausmaßes der Schadstelle und/oder eines Ausmaßes einer zur Reparatur der Schadstelle in die lasttragende Struktur einzubringenden Ausnehmung erfolgen. Hat die Reparatur ausgehend von einem Inneren des Rotorblatts zu erfolgen, kann das Vorbereitungsverfahren umfassen: Heraustrennen eines Fensters aus einem Steg des Rotorblatts zum Ermöglichen eines Zugangs zu der Schadstelle.

Das Vorbereitungsverfahren kann (bei einer Reparatur vom Inneren und/oder Äußeren des Rotorblatts) umfassen: Abtragen einer Schicht oder mehrere Schichten, insbesondere einer Außenschicht oder mehrerer Außenschichten, des Rotorblattes, insbesondere durch Schleifen und/oder Fräsen und/oder Hobeln und/oder Meißeln und/oder Brechen. Es kann vorgesehen sein, beim Abtragen der Außenschicht eine Ausbreitung von Staub durch Absaugen, etwa unter Verwendung des BT-40-Verfahrens, und/oder durch Verwendung von Nässe zu verringern.

Die vorgeschlagene Stützstruktur eignet sich zum Unterstützen einer Reparatur einer Schadstelle an einer lasttragenden Struktur eines Rotorblatts einer Windenergieanlage. Es ist vorgesehen, dass die Stützstruktur mit dem Rotorblatt derart verbindbar oder verbunden ist, dass eine mechanische Belastung der lasttragenden Struktur, insbesondere in einem die Schadstelle umgebenden Bereich, verringert und/oder ein mechanischer Widerstand, insbesondere ein Beulwiderstand, der lasttragenden Struktur und/oder der nicht-lasttragenden Struktur erhöht wird. Mittels einer solchen Stützstruktur kann in bestimmten Fällen, in denen eine Uptower-Reparatur ohne weitere Maßnahmen (also insbesondere nur durch Betrieb der Windenergieanlage in der ersten Rotorblattstellung) nicht möglich wäre, dennoch eine Uptower-Reparatur ermöglicht werden. Eine solche Stützstruktur kann jedoch auch vorteilhaft bei einer Down- tower-Reparatur einsetzbar sein.

Die Stützstruktur kann ein in einem Inneren des Rotorblatts anordenbares Stützgestänge mit mindestens einem Vorspannmittel zum Ausüben einer Vorspannkraft auf das Rotorblatt derart, dass die mechanische Belastung der lasttragenden Struktur verringert und/oder der mechanische Widerstand der lasttragenden Struktur und/oder der nicht-lasttragenden Struktur erhöht wird, umfassen. Die Stützstruktur kann dazu - im Ganzen oder zerlegt in Einzelteile - durch das vorgenannte Fenster in das Innere des Rotorblatts einbringbar sein. Das Vorspannmittel kann beispielsweise eine Spannschraube und/oder ein Spannschloss und/oder eine Teleskopstange umfassen. Das Stützgestänge kann mindestens eine entlang einer zu einer Längsachse des Rotorblatts abgewinkelten, insbesondere im Wesentlichen senkrechten, Querrichtung im Inneren des Rotorblatts anordenbare Querstützstange umfassen. Vorzugsweise umfasst das Stützgestänge mindestens zwei entlang einer zu der Längsachse des Rotorblatts im Wesentlichen parallelen Längsrichtung beab- standete Querstützstangen, von denen insbesondere eine an einem blattspitzenseitigen Ende des Fensters, eine weitere an einem blattwurzelseitigen Ende des Fensters anordenbar sein kann.

Das Stützgestänge kann eine im Wesentlichen parallel zu der Längsachse im Inneren des Rotorblatts anordenbare Längsstützstange umfassen. Die Querstützstange bzw. Querstützstangen ist bzw. sind mit der Längsstützstange verbunden, etwa durch starre Verbindungen und/oder durch Gelenke. Die Gelenke können beispielsweise Kugel- und/oder Kardangelenke sein oder umfassen.

Das Stützgestänge kann zusätzliche Verbindungsstangen umfassen, die die Längsstützstange mit den Querstützstangen verbinden. Beispielweise kann jede Querstützstange mit der Längsstützstange mittels zweier Verbindungsstangen in einer Y-förmigen Anordnung verbunden sein.

Die Querstützstangen und/oder die Längsstützstangen und/oder die Verbindungsstangen können das Vorspannmittel bzw. ein jeweiliges Vorspannmittel umfassen. Das Vorspannmittel kann zum Einstellen der jeweiligen Vorspannkraft in Quer- bzw. Längsrichtung verstellbar sein. Das Vorspannmittel kann zugleich zum Einstellen einer Länge der jeweiligen Stange eingerichtet sein und/oder es kann ein zusätzliches Längenverstellmittel zum Einstellen der Länge der jeweiligen Stange vorgesehen sein.

Das Stützgestänge kann mittels Klemmfüßen mit einer Oberfläche des Inneren des Rotorblatts verbindbar sein. Die Klemmfüße können ein Material mit einem hohen Reibbeiwert, beispielsweise ein Gummimaterial, und/oder ein Klebemittel zum Verbinden mit der Oberfläche des Inneren des Rotorblatts umfassen.

Die Stützstruktur kann mindestens einen an einem Äußeren des Rotorblatts anordenbaren und zum Ausüben einer Klemmkraft auf das Rotorblatt eingerichteten Klemmrahmen umfassen, vorzugsweise mindestens zwei mittels einer zum Verringern der mechanischen Belastung der lasttragenden Struktur vorgespannten oder vorspannbaren Stützstange miteinander verbundene Klemmrahmen. Somit kann die lasttragende Struktur durch Einspannen des Rotorblatts beidseitig der Schadstelle entlastet werden. Die Klemmrahmen sind dabei vorzugsweise in Längsrichtung des Rotorblatts voneinander beabstandet. Die Stützstruktur kann mehrere Stützstangen der angegebenen Art umfassen.

Die Klemmrahmen können dabei einen ähnlichen Aufbau aufweisen wie bekannte Lastrahmen, die etwa in der Rotorblattprüfung zum Aufbringen einer Last auf das Rotorblatt zum Einsatz kommen. Insbesondere kann ein solcher Klemmrahmen ein einer äußeren Kontur des Rotorblatts angepasstes oder anpassbares Klemmfutter umfassen, das zwischen mindestens zwei Klemmbalken angeordnet ist. Die Klemmbalken jedes Klemmrahmens können mittels eines oder mehrerer Spannelemente zum Ausüben einer durch das Klemmfutter auf das Rotorblatt übertragbaren Kraft verbunden sein.

Die Klemmrahmen können mit der Stützstange durch starre Verbindungen und/oder durch Gelenke verbunden sein, wobei die Gelenke beispielsweise Kugel- und/oder Kardangelenke sein oder umfassen können. Die Stützstangen umfassen ein jeweiliges Vorspannmittel, das zum Einstellen einer jeweiligen Vorspannkraft verstellbar sein kann. Das Vorspannmittel kann zugleich zum Einstellen einer Länge der jeweiligen Stützstange eingerichtet sein und/oder es kann ein zusätzliches Längenverstellmittel zum Einstellen der Länge der jeweiligen Stützstange vorgesehen sein.

Die Stützstruktur kann mindestens einen an einem Inneren und/oder an einem Äußeren des Rotorblatts angeordneten und mit der lasttragenden Struktur verbundenen, vorzugsweise stoffschlüssig verbundenen, Stützverbund, umfassend eine oder mehrere zum Verringern der mechanischen Belastung der lasttragenden Struktur angeordnete Stützplanken und/oder ein oder mehrere zum Erhöhen des mechanischen Widerstands der lasttragenden Struktur und/oder der nicht-lasttragenden Struktur angeordnete Stützprofile, umfassen. Eine oder mehrere der einen oder mehreren Stützplanken bzw. Stützprofile können aus einem mit Fasern, etwa Glasfasern oder Kohlenstofffasern, verstärken Kunststoffmaterial und/oder aus Metall bestehen. Der Stützverbund kann mittels einer, insbesondere lösbaren, Klebeverbindung, beispielsweise unter Verwendung eines thermoplastischen Werkstoffs, an dem Inneren bzw. Äußeren des Rotorblatts verbunden sein. Der Stützverbund, insbesondere in Form eines cider mehrerer Stützprofile, kann mittels eines oder mehrerer Magnete an dem Inneren bzw. Äußeren des Rotorblatts befestigt sein. Als Stützprofile können insbesondere Stützrippen und/oder Stringer vorgesehen sein.

Die Stützstruktur kann eine Trägerstruktur, an der ein Werkzeug zur Reparatur der Schadstelle und/oder ein Sensor zum Erfassen mindestens einer Eigenschaft der Schadstelle und/oder eines die Schadstelle umgebenden Bereichs angeordnet, insbesondere bewegbar angeordnet, ist, umfassen. Die Trägerstruktur kann beispielsweise an einer Stützstange, Querstützstange, Längs- stützstange, Verbindungsstange oder einem sonstigen Bestandteil einer der beschriebenen Stützstrukturen angeordnet sein. Die Trägerstruktur kann entlang einer solchen Stange verschiebbar sein. Das Werkzeug kann beispielsweise zum Ausüben eines Drucks auf einen Pultrudat-Gurt und/oder einen Patch und/oder ein Pflaster und/oder zum Aufbringen eines Klebemittels und/oder eine sonstigen Schicht und/oder zum Abtragen von Material und/oder zum Halten einer Komponente eingerichtet sein. Der Sensor kann beispielsweise einen Bildsensor, etwa eine Kamera, und/oder einen Ultraschallsensor und/oder einen Temperatursensor umfassen. Die Trägerstruktur kann zum Auswechseln des Werkzeugs bzw. des Sensors eingerichtet sein. Die Stützstruktur kann mehrere Trägerstrukturen der genannten Art umfassen.

Das vorgeschlagene Rotorblattsystem umfasst ein Rotorblatt einer Windenergieanlage sowie eine Stützstruktur der oben vorgeschlagenen Art, wobei das Rotorblatt eine lasttragende Struktur mit einer Schadstelle umfasst, die lasttragende Struktur einen mit Fasern verstärkten Werkstoff, insbesondere mindestens ein Pultrudat aus mit Kohlenstoff- und/oder Glasfasern verstärktem Kunststoff, umfasst und die Schadstelle eine Beschädigung einer oder mehrerer der Fasern und/oder des Kunststoffes umfasst.

Es ist ersichtlich, dass die vorgeschlagene Stützstruktur im Kontext des vorge- schlagenen Rotorblattsystems ihre Wirkungen und Vorteile entfaltet; auch können an dem Rotorblattsystem das oben vorgeschlagene Vorbereitungsverfahren und auch das nachfolgend vorgeschlagene Reparaturverfahren in vorteilhafter Weise durchgeführt werden. Dementsprechend können das Rotorblattsystem, das Vorbereitungsverfahren und das Reparaturverfahren auch gemäß optionaler Merkmaler der Stützstruktur weitergebildet werden oder umgekehrt.

Weiterhin wird ein Verfahren zur Reparatur (Reparaturverfahren) einer Schadstelle an einer lasttragenden Struktur eines Rotorblatts einer Windenergieanlage vorgeschlagen, wobei die lasttragende Struktur einen mit Fasern verstärkten Werkstoff, insbesondere mindestens ein Pultrudat aus mit Kohlenstoff- und/oder Glasfasern verstärktem Kunststoff, umfasst und die Schadstelle eine Beschädigung einer oder mehrerer der Fasern und/oder des Kunststoffes umfasst. Das Verfahren kann als Uptower-Reparaturverfahren oder als Downto- wer-Repa raturverfahren durchgeführt werden.

Das Reparaturverfahren umfasst: Entfernen eines die Schadstelle umfassenden Teils der lasttragenden Struktur, so dass eine Ausnehmung in der lasttragenden Struktur gebildet wird. Die Ausnehmung wird vorzugsweise so gebildet, dass ihre Enden entlang einer Faserrichtung in einem geeigneten Schäftungswinkel angefast sind.

Das Entfernen kann dabei etwa durch Schleifen und/oder Fräsen und/oder Hobeln und/oder Meißeln und/oder Brechen erfolgen. Es kann vorgesehen sein, beim Bilden der Ausnehmung eine Ausbreitung von Staub durch Absaugen, etwa unter Verwendung des BT-40-Verfahrens, und/oder durch Verwendung von Nässe zu verringern, wodurch die Arbeitssicherheit verbessert, Umweltbelastungen verringert und/oder eine Gefahr der Bildung von Kriechströmen am Rotorblatt vor Blitzeinschlag (Streamer-Bildung) verringert werden kann.

Das Reparaturverfahren umfasst ferner: Einbringen und Fügen eines Patches, umfassend einen mit Fasern verstärkten Werkstoff, in die Ausnehmung. Es können auch mehrere Patches eingebracht und gefügt werden. Mittels des vorgeschlagenen Verfahrens können die mechanischen Eigenschaften der lasttragenden Struktur vorteilhaft und auf einfache Art wiederhergestellt werden. Der Patch kann dabei vorteilhaft einen identischen mit Fasern verstärkten Werkstoff umfassen wie die lasttragende Struktur.

Vor dem Einbringen des Patches kann ein Vermessen der Ausnehmung und Bereitstellen oder Herstellen des Patches gemäß den so bestimmten Abmessungen der Ausnehmung vorgesehen sein.

Der Patch wird vorzugsweise mit entlang einer Faserrichtung in einem dem Schäftungswinkel der Ausnehmung entsprechenden Schäftungswinkel angefasten Enden bereitgestellt. Auf diese Weise kann eine ausreichende mechanische Stärke und Belastbarkeit der reparierten Schadstelle bereitgestellt werden.

Das Fügen des Patches kann ein Schweißen und/oder Löten und/oder Kleben des Patches in die Ausnehmung umfassen. Das Kleben kann dabei mittels eines elektrisch leitfähigen (beispielsweise durch Beimischung von Rußpartikeln oder Carbon-Nanotubes) Klebeharzes, Klebstoffs, Klebefilms und/oder vorimprägnierten Geleges oder Gewebes erfolgen. Das Fügen kann unter einer im Bereich der Reparaturstelle angebrachten Vakuumsackanordnung erfolgen, so dass der Patch in die Ausnehmung gedrückt und übermäßige Fügspalte vermieden werden.

Das Reparaturverfahren kann ein Aufbringen eines Pflasters, umfassend einen mit Fasern verstärkten Werkstoff, im Bereich eines Übergangs zwischen dem Patch und der lasttragenden Struktur umfassen. Durch das Pflaster wird die Reparaturstelle zusätzlich verstärkt bzw. stabilisiert. Das Pflaster kann dabei vorteilhaft einen identischen mit Fasern verstärkten Werkstoff umfassen wie die lasttragende Struktur.

Das Reparaturverfahren umfasst: Herstellen mindestens einer elektrisch leitfähigen Verbindung zwischen der die Ausnehmung umfassenden lasttragenden Struktur, insbesondere einer Pultrudat-Planke der lasttragenden Struktur, und dem Patch und/oder zwischen mindestens einer weiteren lasttragenden Struktur des Rotorblatts, insbesondere einer Pultrudat-Planke der weiteren lasttragenden Struktur, und dem Patch und/oder zwischen dem Patch und einem elektrisch leitfähigen Element des Rotorblatts, insbesondere einem Blitzschutzelement, beispielsweise einem Erdungskabel und/oder einem Metallgitter. Ist ein Pflaster vorgesehen, kann das Reparaturverfahren ein entsprechendes elektrisches Kontaktieren des Pflasters umfassen. Das Herstellen der elektrisch leitfähigen Verbindung erfolgt insbesondere mittels eines elektrisch leitfähigen Kontaktmittels. Durch das Herstellen der elektrisch leitfähigen Verbindung wird eine erforderliche Blitzschutzsicherheit wiederhergestellt.

Das Reparaturverfahren kann ein Aushärten eines zum Fügen des Patches verwendeten Fügematerials unter Verwendung eines Heizmittels umfassen. Das Heizmittel kann eine Heizdecke und/oder ein Heißluftgebläse in einer Zeltanordnung umfassen. Eine Temperatur des Patches während des Aushärtens kann mittels eines Sensors überwachbar sein, wobei der Sensor beispielsweise zwischen dem Patch und dem Heizmittel angeordnet sein kann.

Das Reparaturverfahren kann ferner ein Vorbereiten der Reparatur gemäß dem oben vorgeschlagenen Vorbereitungsverfahren umfassen; dementsprechend kann das Reparaturverfahren gemäß den optionalen Merkmalen des Vorbereitungsverfahrens weitergebildet werden. Schritte des Vorbereitungsverfahrens können zum Teil vor, zum Teil auch gleichzeitig mit weiteren Schritten des Reparaturverfahrens durchgeführt werden.

Das Reparaturverfahren kann optional verschiedene Nacharbeitsschritte umfassen, etwa ein Messen einer Impedanz der lasttragenden Struktur, insbesondere zum Erfassen, ob eine Beeinträchtigung der elektrischen Leitfähigkeit der lasttragenden Struktur durch die Schadstelle behoben wurde, und/oder ein Wiedereinsetzen bzw. Verschließen eines zuvor herausgetrennten Fensters und/oder ein Wiederaufbringen abgetragener Schichten und/oder ein Entfernen einer zuvor angebrachten Stützvorrichtung und/oder Anbringen eines Stegfußes an einem mit der lasttragenden Struktur in Verbindung stehenden Steg des Rotorblatts.

Ausführungsbeispiele des Anmeldungsgegenstandes werden nachfolgend mit Bezugnahme auf Zeichnungen erläutert. Dabei zeigen, jeweils schematisch,

Fig. 1 ein Ablaufdiagramm eines Reparaturverfahrens, umfassend ein Vorbereitungsverfahren, Fig. 2 eine Windenergieanlage in einer perspektivischen Ansicht,

Fig. 3 einen Querschnitt eines Rotorblatts entlang der in Fig. 3 dargestellten Schnittlinie A-A,

Fig. 4 einen Längsschnitt des Rotorblatts nach Fig. 3 entlang der in Fig. 4 dargestellten Schnittlinie B-B,

Fig. 5 und Fig. 6 Detailansichten verschiedener Beispiele des Bereichs A aus Fig. 4,

Fig. 7 bis Fig. 9 Beispiele von Pultrudat-Stapeln mit einer jeweiligen Schadstelle in perspektivischer Ansicht,

Fig. 10 einen Querschnitt eines Pultrudat-Gurts,

Fig. 11 und Fig. 12 einen Querschnitt (entlang der Schnittlinie Dl-Dl) bzw. Längsschnitt (entlang der Schnittlinie C-C) eines Rotorblattsystems mit einem Stützgestänge,

Fig. 13 einen Längsschnitt eines Rotorblattsystems mit einem Stützgestänge nach einem weiteren Beispiel,

Fig. 14 einen Längsschnitt eines Rotorblattsystems mit einem Stützverbund,

Fig. 15 und Fig. 16 einen Querschnitt (entlang der Schnittlinie D2-D2) bzw. Längsschnitt (entlang der Schnittlinie C2-C2) eines Rotorblattsystems mit einer zwei Klemmrahmen umfassenden Stützstruktur,

Fig. 17 und Fig. 18 einen Querschnitt (entlang der Schnittlinie D3-D3) bzw. Längsschnitt (entlang der Schnittlinie Cl-Cl) eines Rotorblatts mit einem Stützgestänge nach einem weiteren Beispiel,

Fig. 19 und Fig. 20 einen Querschnitt (entlang der Schnittlinie D4-D4) bzw. Längsschnitt (entlang der Schnittlinie C4-C4) eines Rotorblatts mit einem Stützverbund nach einem weiteren Beispiel,

Fig. 21 einen Querschnitt eines Rotorblatts mit einem Stützverbund nach einem weiteren Beispiel,

Fig. 22 einen Querschnitt (entlang der in Fig. 23 dargestellten Schnittlinie El-El) eines Teils eines Rotorblattsystems mit einem Stützverbund,

Fig. 23 eine Draufsicht des Teils nach Fig. 22,

Fig. 24 einen Querschnitt (entlang der in Fig. 25 dargestellten Schnittlinie E2-E2) eines Teils eines Rotorblattsystems mit einem Stützverbund nach einem weiteren Beispiel,

Fig. 25 eine Draufsicht des Teils nach Fig. 24,

Fig. 26 bis Fig. 29 Querschnitte weiterer Beispiele eines Teils eines Rotorblattsystems mit einem Stützverbund,

Fig. 30 bis Fig. 33 Längsschnitte eines Pultrudat-Stapels während verschiedener Schritte eines Reparaturverfahrens in verschiedenen Beispielen,

Fig. 34 einen Querschnitt (entlang der in Fig. 35 dargestellten Schnittlinie E3-E3) eines Teils eines Rotorblattsystems mit einem Stützverbund nach einem weiteren Beispiel,

Fig. 35 eine Draufsicht des Teils nach Fig. 34,

Fig. 36 einen Querschnitt eines weiteren Beispiels eines Teils eines Rotorblattsystems mit einem Stützverbund.

Wiederkehrende und ähnliche Merkmale sind in den Abbildungen mit identischen alphanumerischen Bezugszeichen versehen. Fig. 1 zeigt einen möglichen Ablauf der Schritte eines beispielhaften Reparaturverfahrens, wobei die Schritte oberhalb von S9 (also die Schritte S1 bis S8.1 bzw. S8.2) ein beispielhaftes Vorbereitungsverfahren darstellen. Im dargestellten Beispiel umfasst das Reparaturverfahren ein Vorbereiten einer Reparatur gemäß dem Vorbereitungsverfahren. Das Vorbereitungsverfahren kann auch - ganz oder teilweise - für sich eigenständig durchgeführt werden. Ebenso kann das Reparaturverfahren - ganz oder teilweise - für sich eigenständig durchgeführt werden.

Das Vorbereitungsverfahren dient der Vorbereitung einer Reparatur einer Schadstelle 32 an einer lasttragenden Struktur eines Rotorblatts 2 einer Windenergieanlage 1. Die Windenergieanlage 1 und Bestandteile der Windenergieanlage 1 sind in verschiedenen Ansichten, Beispielen und Konfigurationen in Fig. 2 bis Fig. 10 dargestellt.

Wie in Fig. 2 dargestellt, umfasst die Windenergieanlage 1 einen Turm 5, eine auf dem Turm rotierbar angeordnete Gondel 4 und einen Rotor mit mehreren an einer Nabe 3 angebrachten Rotorblättern 2, 2', wobei die Nabe 3 rotierbar mit der Gondel verbunden ist. Die Windenergieanlage 1 ist auf einem Untergrund 6 angeordnet. Mindestens eines der Rotorblätter 2, 2' ist ein beschädigtes Rotorblatt 2' mit einer Schadstelle 32, die insbesondere durch einen Blitzeinschlag in das Rotorblatt 2', aber auch (zusätzlich oder alternativ) durch andere Einflüsse, etwa überhöhte mechanische Belastung und/oder Materialermüdung, verursacht sein kann.

Fig. 2 zeigt verschiedene Winkel, die eine Rotorblattstellung des beschädigten Rotorblatts 2' definieren, nämlich einen Pitchwinkel 11 um eine Längsachse 11' des Rotorblatts 2', einen Azimutwinkel 9 um eine Rotationsachse 9' des Rotors (also gemessen in einer durch die Rotorblätter 2, 2' definierten Rotorebene 10, insbesondere bezogen auf die 12-Uhr-Position 9") und einen Gierwinkel 8 um eine Turmachse 8' der Windenergieanlage 1.

Wie in Fig. 3 und 4 dargestellt, umfasst das Rotorblatt 2' lasttragende Primärstrukturen, hier in Form von Pultrudat-Stapeln 14, 14', einschließlich des beschädigten Pultrudat-Stapels 14', und Stegen 15, 15', sowie nicht-lasttra- gende Sekundärstrukturen in Form einer mit den lasttragenden Primärstrukturen verbundenen Verkleidung, umfassend insbesondere vorderkantenseitig (d. h. zu einer Vorderkante 17 des Rotorblatts 2' hin orientierte) bzw. hinterkantenseitig (d. h. zu einer Hinterkante 18 des Rotorblatts 2' hin orientierte) an die beschädigte lasttragende Struktur angrenzende Panels 16A bzw. 16B (im Folgenden auch einfach als nicht-lasttragende Struktur bezeichnet).

Fig. 5 bis Fig. 10 verdeutlichen Einzelheiten der lasttragenden Struktur, die die Schadstelle 32 umfasst (im Folgenden nur noch als lasttragende Struktur bezeichnet). Die lasttragende Struktur umfasst einen oder auch mehrere Pultru- dat-Gurte 30, 30', umfassend insbesondere den beschädigten Pultrudat-Gurt 30'. Jeder der Pultrudat-Gurte 30, 30' umfasst mindestens einen (Fig. 5, Fig. 7 bis Fig. 9), optional mehrere (Fig. 6, Fig. 10) in einer Faserrichtung parallel zueinander angeordnete Pultrudat-Stapel 14, 14', einschließlich des beschädigten Pultrudat-Stapels 14'. Jeder der Pultrudat-Stapel 14, 14' umfasst mindestens ein, in den gezeigten Beispielen jeweils mehrere stapelförmig angeordnete plankenförmige Pultrudat-Elemente (Pultrudat-Planken 12). Die Pultrudat- Planken 12 sind als Pultrudate, also durch Strangziehen, aus einem mit Kohlenstofffasern verstärktem Kunststoff gebildet. Alternativ kann etwa ein mit Glasfasern verstärkter Kunststoff vorgesehen sein.

Die Schadstelle 32 umfasst eine Beschädigung einer oder mehrerer der Kohlenstofffasern und/oder des Kunststoffes innerhalb einer oder mehrerer der Pultrudat-Planken 12 des beschädigten Pultrudat-Gurts 30'. Die Schadstelle 32 kann eine oder mehrere der Planken 12 ganz oder teilweise durchtreten.

Fig. 8 bis Fig. 10 zeigen einige Aspekte aus dem Stand der Technik bekannter Blitzschutzvorrichtungen der Windenergieanlage 1 im Bereich eines beschädigten Pultrudat-Stapels 14'. Gemäß Fig. 8 ist ein geschäftetes Ende 33 einer Pultrudat-Planke 12 mittels einem elektrisch leitfähigen Kontaktmittel 34 mit einem Metallgitter und/oder einem weiteren Pultrudat-Gurt 30 verbunden. Hier kann die Schadstelle 32 beispielsweise durch Kontaktkorrosion, einen Sprung im elektrischen Widerstand oder mangelnde Fertigungsqualität verursacht bzw. begünstigt sein. Fig. 9 zeigt eine weitere Variante, in der ein elektrisch leitfähiges Kontaktmittel 34' zur Verbindung mit einem Erdungskabel mittels eines Anschlusskabels 35 vorgesehen ist, wobei das Kontaktmittel 34' vorteilhaft alle an dem geschäfteten Ende 33 zugänglichen Kohlenstofffaserenden kontaktiert. Fig. 7 zeigt dagegen eine Konfiguration, bei der an dem Pultru- dat-Stapel 14' keine elektrisch leitfähige Verbindung zu einem Blitzschutzelement vorgesehen ist; hier kann die Schadstelle 32 beispielsweise durch Überschlag zu einem Erdungskabel entstanden sein.

In Fig. 10 sind mehrere parallel angeordnete Stapel aus Pultrudat-Elementen 12 dargestellt. Zwischen übereinander sowie nebeneinander angeordneten Pultrudat-Planken 12 sind elektrisch isolierende Isolationselemente 37 angeordnet; eine definierte elektrische Verbindung zwischen den Pultrudat-Planken 12 wird durch Potentialausgleichselemente 36 hergestellt. Auf diese Weise kann beispielsweise eine inhomogene elektrische Kontaktierung vermieden werden, die etwa durch unterschiedliche Abstände zwischen den Planken infolge einer Krümmung des Rotorblatts 2' zustande kommen.

Das in Fig. 1 dargestellte Verfahren umfasst ein Bestimmen einer Art und eines Ausmaßes der Schadstelle 32 mittels visueller Inspektion (Schritt Sl). Dabei kann das Ausmaß etwa eine Länge und/oder Breite und/oder Tiefe der Schadstelle und/oder eine Anzahl geschädigter Pultrudat-Planken 12 umfassen. Alternativ oder zusätzlich kann eine Inspektion mittels einer Messverfahrens, etwa Ultraschallmessungen und/oder Thermographie und/oder Computertomographie, erfolgen.

Das Verfahren umfasst weiter ein Bestimmen eines Ausmaßes einer zur Reparatur der Schadstelle 32 in die lasttragende Struktur einzubringenden Ausnehmung 38 (Schritt S2), wie sie in Fig. 30 dargestellt ist. Das Ausmaß kann dabei eine Länge 39, eine Tiefe 40 und eine Breite (nicht gezeigt) umfassen.

Das Verfahren umfasst weiter ein Bestimmen einer Envelope von für eine Reparatur vorteilhaften Rotorblattstellungen ersten Rotorblattstellungen als erste Rotorblattstellung des Rotorblatts 2' derart, dass eine erste mechanische Belastung der lasttragenden Struktur in der ersten Rotorblattstellung geringer ist als eine zweite mechanische Belastung der lasttragenden Struktur in einer zweiten Rotorblattstellung und/oder dass ein erster mechanischer Widerstand der lasttragenden Struktur und/oder der nicht-lasttragenden Struktur in der ersten Rotorblattstellung höher ist als ein zweiter mechanischer Widerstand der lasttragenden Struktur und/oder der nicht-lasttragenden Struktur in der zweiten Rotorblattstellung (Schritt S3).

Das Verfahren umfasst weiter ein Bestimmen, ob die erste mechanische Belastung einer ersten Bedingung genügt, gemäß der das Rotorblatt 2' während der Reparatur betriebsbereit mit der Windenergieanlage 1 verbunden bleiben kann (Schritt El).

Beim Bestimmen der ersten Rotorblattstellung (Schritt S3) und beim Bestimmen, ob die erste mechanische Belastung der ersten Bedingung genügt (Schritt El), werden neben den in den Schritten S1 und S2 bestimmten Eigenschaften äußere Bedingungen berücksichtigt. Relevante äußere Bedingungen sind dabei beispielsweise eine Windrichtung (in Fig. 1 durch den Windrichtungsvektor 7 dargestellt), eine Windstärke und/oder eine Wellenlast sowie eine durch die Schwerkraft (in Fig. 3 und Fig. 4 durch den Gravitationsvektor 13 dargestellt) bedingte mechanische Belastung der lasttragenden Struktur.

Eine beispielhafte erste Rotorblattstellung für eine Reparatur durch Zugang zu der Schadstelle 32 ausgehend von einem Inneren des Rotorblatts kann etwa einen Gierwinkel 8 von 90° zum Windrichtungsvektor 7 und einen Azimutwinkel 9 von 90° (3-Uhr-Position) oder 270° (9-Uhr-Position) umfassen, so dass nur geringe aerodynamische Kräfte am Rotorblatt 2' wirken. Eine weitere beispielhafte erste Rotorblattstellung kann etwa einen Pitchwinkel 11 beinhalten, bei dem ein Angriffswinkel des Windrichtungsvektors 7 keinen Auftrieb erzeugt. Es kann vorgesehen sein, den Azimutwinkel 9 während der Reparatur zu fixieren, um die Durchführung der Reparatur zu ermöglichen bzw. zu vereinfachen. Liegt die Schadstelle 32 im Bereich einer aerodynamischen Druckseite 20 (vgl. Fig. 3) des Rotorblatts 2', so kann ein Azimutwinkel 9 von ca. 270° vorteilhaft sein. Liegt ein Schaden auf einer aerodynamischen Saugseite 19 (vgl. Fig. 3) des Rotorblatts 2' vor, so kann ein Azimutwinkel von ca. 90° vorteilhaft sein. Eine beispielhafte erste Rotorblattstellung für eine Reparatur durch Zugang zu der Schadstelle 32 ausgehend von einem Äußeren des Rotorblatts kann etwa einen Gierwinkel 8 von 180° zum Windrichtungsvektor 7 und einen Azimutwinkel 9 von 180° (6-Uhr-Position) umfassen, so dass nur geringe aerodynamische Kräfte am zu reparierenden Rotorblatt 2' wirken. Die erste Rotorblattstellung wird in S3 beispielsweise unter Verwendung einer aeroelastischen Simulation der Windenergieanlage 1 bestimmt, kann aber auch beispielsweise unter Verwendung einer aerodynamischen und/oder elastischen und/oder hydrodynamischen Simulation wenigstens eines Teils der Windenergieanlage 1 bestimmt werden. Zum Bestimmen, ob die erste mechanische Belastung und/oder der erste mechanische Widerstand der ersten Bedingung genügt (El), werden Belastungswerte der lasttragenden Struktur in der ersten Rotorblattstellung (insbesondere Kräfte und/oder Momente und/oder mechanische Spannungen und/oder Dehnungen) bestimmt und mit einem cider mehreren Widerstandswerten (insbesondere zulässige Kräfte bzw. Momente, bspw. Beulwiderstände, und/oder zulässige Spannungen und/oder zulässige Dehnungen) verglichen.

Das Verfahren umfasst ferner ein Anordnen des Rotorblatts 2' zum Ermöglichen der Reparatur. Hierbei wird das betriebsbereit mit der Windenergieanlage 1 verbundene Rotorblatt 2' in der ersten Rotorblattstellung angeordnet (Schritt S4), falls die erste mechanische Belastung der ersten Bedingung (Schritt El) genügt. Es wird also eine Uptower-Reparatur vorbereitet.

Hierbei ist es vorgesehen, dass die erste Rotorblattstellung im weiteren Verlauf des Verfahrensgemäß einem Zeitverlauf der in El berücksichtigten äußeren Bedingungen kontinuierlich angepasst wird, so dass dynamisch auf veränderliche Bedingungen während der Vorbereitung und Durchführung der Reparatur reagiert werden. Bei einem Vorliegen einer kritischen Bedingung, beispielsweise einem Überschreiten einer vorgegebenen Maximai-Windgeschwindigkeit und/oder Maximal-Wellenlast, kann ferner ein Warnsignal ausgegeben werden, auf dessen Grundlage das weitere Vorgehen bei der Reparatur ggf. angepasst werden kann.

Beim Anordnen des Rotorblatts 2' zum Ermöglichen der Reparatur wird ferner das Rotorblatt 2 von der Windenergieanlage 1 getrennt angeordnet, falls die erste mechanische Belastung der ersten Bedingung nicht genügt. Es wird also eine Downtower-Reparatur vorbereitet. In diesem Fall werden die nachfolgenden Schritte S4 bis S7 ausgelassen, es folgt als nächstes der weiter unten beschriebene Schritt E3. Beim Vorbereiten der Uptower-Reparatur umfasst das Verfahren weiterhin ein Bestimmen, ob die erste mechanische Belastung einer zweiten Bedingung genügt, gemäß der das betriebsbereite Verbundenbleiben des Rotorblatts 2' mit der Windenergieanlage 1 während der Reparatur ein Verringern der ersten mechanischen Belastung mittels einer Stützstruktur und/oder ein Erhöhen des ersten mechanischen Widerstands mittels einer Stützstruktur erfordert (Schritt E2). Bei diesem Schritt können wieder die in den Schritten S1 und S2 bestimmten Eigenschaften sowie die in den Schritten S3 und El berücksichtigten äußeren Bedingungen berücksichtigt und auf eine aerodynamische und/oder elastische und/oder hydrodynamische Simulation wenigstens eines Teils der Windenergieanlage 1 zurückgegriffen werden.

Ist eine Stützstruktur nicht erforderlich, so werden die nachfolgenden Schritte S5 und S6 ausgelassen, es folgt als nächstes der weiter unten beschriebene Schritt S7.

Ist eine Stützstruktur erforderlich, so kann das Verfahren ein Anbringen eines Dehnmessmittels an der die Schadstelle 32 umfassenden lasttragenden Struktur und/oder einer weiteren lasttragenden Struktur des Rotorblatts 2' (Schritt S5) umfassen. Damit kann überwacht werden, ob die Stützstruktur die gewünschte mechanische Entlastung ermöglicht. Ein Anbringen des Dehnmessmittels ist im beschriebenen Beispiel nur im Fall der Reparatur mit Stützstruktur vorgesehen, in anderen Beispielen jedoch auch im Zusammenhang einer Reparatur ohne Stützstruktur denkbar.

Ist eine Stützstruktur erforderlich, so umfasst das Verfahren ein Anbringen einer Stützstruktur an dem Rotorblatt 2' zum Verringern der ersten mechanischen Belastung und/oder zum Erhöhen des ersten mechanischen Widerstands (Schritt S6). Beispiele solcher Stützstrukturen werden weiter unten beschrieben. Eine Entlastung durch eine Stützstruktur ist im beschriebenen Beispiel nur im Fall der Uptower-Reparatur vorgesehen, in anderen Beispielen jedoch auch im Zusammenhang mit einer Downtower-Reparatur denkbar.

Das Verfahren kann ein Messen einer Impedanz der lasttragenden Struktur, insbesondere zum Erfassen einer Beeinträchtigung der elektrischen Leitfähigkeit der lasttragenden Struktur durch die Schadstelle, (Schritt S7) umfassen. Das Verfahren umfasst ferner ein Bestimmen, ob die Reparatur durch Zugang zu der Schadstelle 32 ausgehend von einem Inneren des Rotorblatts und/oder ausgehend von einem Äußeren des Rotorblatts zu erfolgen hat (E3). Dieses Bestimmen erfolgt unter Berücksichtigung einer Zugänglichkeit der Schadstelle 32 und/oder einer Position der Schadstelle 32 und/oder eines Ausmaßes der Schadstelle 32 und/oder eines Ausmaßes einer zur Reparatur der Schadstelle 32 in die lasttragende Struktur einzubringenden Ausnehmung 38.

Hat die Reparatur ausgehend von dem Inneren des Rotorblatts 2' zu erfolgen, so umfasst das Verfahren ein Heraustrennen eines Fensters 21 (vgl. Fig. 12/13/14/16) aus einem Steg des Rotorblatts 2' zum Ermöglichen eines Zugangs zu der Schadstelle 32 (Schritt S8.1).

Hat die Reparatur ausgehend von dem Äußeren des Rotorblatts 2' zu erfolgen, so umfasst das Verfahren ein Abtragen einer Außenschicht oder mehrerer Außenschichten des Rotorblattes 2' (Schritt S8.2), insbesondere durch Schleifen und/oder Fräsen und/oder Hobeln und/oder Meißeln und/oder Brechen. Es ist vorgesehen, beim Abtragen der Außenschicht eine Ausbreitung von Staub durch Absaugen, etwa unter Verwendung des BT-40-Verfahrens, und/oder durch Verwendung von Nässe zu verringern. Bei den Außenschichten kann es sich etwa um Verkleidungsschichten und/oder um Komponenten eines Blitzschutzsystems, insbesondere eine Metallgitterfolie, handeln.

Auf die bisher beschriebenen Schritte des Vorbereitungsverfahrens folgt die eigentliche Reparatur der Schadstelle (Schritt S9). Einzelheiten dieser Reparatur werden beispielhaft in Fig. 30 bis Fig. 33 dargestellt.

Das Reparaturverfahren umfasst: Entfernen eines die Schadstelle 32 umfassenden Teils der lasttragenden Struktur, so dass eine Ausnehmung 38 in der lasttragenden Struktur, genauer gesagt in dem beschädigten Pultrudat-Stapel 14' gebildet wird. Wie in Fig. 30 gezeigt, entstehen durch Bilden der Ausnehmung 38 geschwächte Pultrudat-Planken 12" bzw. ein diese geschwächten Pultrudat- Planken 12" umfassender geschwächter Pultrudat-Stapel 14". Die Ausnehmung 38 wird so gebildet, dass ihre Enden entlang einer Faserrichtung des Pultrudat-Stapels 14" in einem geeigneten Schäftungswinkel 41 angefast sind. Die Ausnehmung weist eine Länge 39, eine Tiefe 40 und eine Breite (nicht gezeigt) auf.

Das Entfernen des die Schadstelle 32 umfassenden Teils der lasttragenden Struktur kann dabei etwa durch Schleifen und/oder Fräsen und/oder Hobeln und/oder Meißeln und/oder Brechen erfolgen. Es kann vorgesehen sein, beim Bilden der Ausnehmung 38 eine Ausbreitung von Staub durch Absaugen, etwa unter Verwendung des BT-40-Verfahrens, und/oder durch Verwendung von Nässe zu verringern.

Das Reparaturverfahren umfasst ferner (wie in Fig. 30 und Fig. 31 gezeigt): Einbringen und Fügen mindestens eines Patches 31, umfassend einen mit Fasern verstärkten Werkstoff, in die Ausnehmung 38. Im Beispiel werden mehrere Patches 31 eingebracht und gefügt. Die Patches 31 umfassen dabei vorteilhaft einen identischen mit Fasern verstärkten Werkstoff umfassen wie die lasttragende Struktur, insbesondere sind die Patches 31 als Pultrudat-Plankenab- schnitte gebildet. Die Patches 31 werden mit entlang der Faserrichtung in einem dem Schäftungswinkel 41 der Ausnehmung 38 entsprechenden Schäftungswinkel angefasten Enden bereitgestellt.

Das Fügen der Patches 31 umfasst ein Kleben der Patches 31 in die Ausnehmung 38 mittels elektrisch leitfähiger Fügeelemente 42, vorliegend in Form von Klebefilmen. Das Fügen erfolgt unter einer im Bereich der Reparaturstelle angebrachten Vakuumsackanordnung (nicht gezeigt), so dass der Patch 31 in die Ausnehmung 38 gedrückt und übermäßige Fügspalte vermieden werden.

Durch Einfügen der Patches 31 in die Ausnehmung 38 der geschwächten Pultru- dat-Planken 12" werden die Planken repariert (reparierte Pultrudat-Planken 12"' des reparierten Pultrudat-Stapels 14"'). Im gezeigten Beispiel ist die Ausnehmung 38 an einer inneren Rotorblattoberfläche 46 angeordnet. Sie kann jedoch auch an einer äußeren Rotorblattoberfläche 47 angeordnet sein.

Das Reparaturverfahren umfasst ferner ein Aufbringen von Pflastern 44, umfassend einen identischen mit Fasern verstärkten Werkstoff wie die lasttragende Struktur, im Bereich von Übergängen zwischen den Patches 31 und den geschwächten Pultrudat-Planken 12" lasttragenden Struktur. Durch die Pflaster 44 wird die Reparaturstelle zusätzlich verstärkt bzw. stabilisiert. Enden der Pflaster 44 sind vorzugsweise in einem geeigneten Pflaster-Schäftungswinkel 43 angefast.

Das Reparaturverfahren umfasst ein Herstellen elektrisch leitfähiger Verbindungen zwischen der die Ausnehmung umfassenden lasttragenden Struktur (insbesondere den reparierten Planken 12"') und den Patches 31 und/oder zwischen den Patches 31 und einem elektrisch leitfähigen Blitzschutzelement des Rotorblatts 2' mittels elektrisch leitfähiger Kontaktmittel 34, 34'. Auch die Pflaster 44 werden mittels der Kontaktmittel 34, 34' mit der lasttragenden Struktur und/oder den Patches 31 und/oder dem Blitzschutzelement verbunden. Beispiele solcher elektrischen Kontaktierungen sind in Fig. 32 und Fig. 33 dargestellt. Dabei können - wie in Fig. 8/9 - Kontaktmittel 34 zur Verbindung mit einem Metallgitter und/oder einem weiteren Pultrudat-Gurt 30 und/oder Kontaktmittel 34' zur Verbindung mit einem Erdungskabel vorgesehen sein. Die Kontaktmittel 34, 34' sind dabei vorteilhaft an geschäfteten Enden der Patches 31 bzw. der Pflaster 44 angebracht und können optional auch gemeinsame Verbindungen von Patches 31 und Pflastern 44 umfassen, wie in Fig. 33 gezeigt.

Das Verfahren umfasst ein Aushärten eines zum Fügen des Patches verwendeten Fügematerials unter Verwendung eines Heizmittels umfassen (Schritt S10). Das Heizmittel kann eine Heizdecke und/oder ein Heißluftgebläse in einer Zeltanordnung umfassen. Eine Temperatur des Patches während des Aushärtens kann mittels eines Sensors überwachbar sein, wobei der Sensor beispielsweise zwischen dem Patch und dem Heizmittel angeordnet sein kann.

Das Erwärmen der Reparaturstelle mittels des Heizmittels führt zu einer Stei- figkeits- und Festigkeitsreduktion. Im Falle einer Uptower-Reparatur kann daher vorgesehen sein, das Aushärten in einer Rotorblattstellung mit einem Azimutwinkel von 180° (6-Uhr-Position) durchzuführen. In dieser Position sind mechanische Materialbeanspruchungen etwa gegenüber einem Azimutwinkel von 90° oder 270° verringert, wodurch auch eine höhere Aushärtetemperatur zulässig sein kann (etwa 70° C statt 60° C). Nach dem Aushärten kann die erste Rotorblattstellung wieder eingenommen werden, um bspw. Nacharbeiten vorzunehmen. TI

Das Verfahren umfasst schließlich verschiedene Nacharbeitsschritte. Ist die Reparatur ausgehend von dem Inneren des Rotorblatts 2' erfolgt, wird das herausgetrennte Fenster 21 wieder eingesetzt (Schritt Sil.1); es kann auch ein Anbringen eines Stegfußes 29 (Fig. 5/6) an einem mit der lasttragenden Struktur in Verbindung stehenden Steg 15' des Rotorblatts 2' vorgesehen sein. Ist die Reparatur ausgehend von dem Äußeren des Rotorblatts 2' erfolgt, werden abgetragene Außenschichten neu aufgebracht (Schritt Sil.2). Die Impedanzmessung entsprechend Schritt S7 wird wiederholt, um zu erfassen, ob eine Beeinträchtigung der elektrischen Leitfähigkeit der lasttragenden Struktur durch die Schadstelle 32 im Rahmen der Reparatur behoben wurde (Schritt S12). Wurde die Reparatur mit einer Stützvorrichtung durchgeführt, so wird die Stützvorrichtung entfernt bzw. angebaut (Schritt S13).

Die in Fig. 11 bis Fig. 29 sowie Fig. 34 bis Fig. 36 gezeigten Stützstrukturen eignen sich insbesondere zum Unterstützen des vorbeschriebenen Reparaturverfahrens. Es ist dabei jeweils vorgesehen, dass die Stützstruktur mit dem Rotorblatt 2' derart verbindbar oder verbunden ist, dass eine mechanische Belastung der lasttragenden Struktur, insbesondere in einem die Schadstelle 32 umgebenden Bereich, verringert bzw. vermieden und/oder ein mechanischer Widerstand der lasttragenden Struktur und/oder der nicht-lasttragenden Struktur erhöht wird. Damit wird jeweils ein Rotorblattsystem der vorgeschlagenen Art gebildet. Verschiedene Arten von Stützstrukturen können einzeln eingesetzt cider miteinander kombiniert werden. Beispielsweise kann ein Stützverbund (mit Stützplanken und/oder Stützprofilen) mit einem Stützgestänge und/oder einer Stützstruktur mit Klemmrahmen kombiniert werden und/oder es kann ein Stützgestänge mit einer Stützstruktur mit Klemmrahmen kombiniert werden.

Die in Fig. 11 und Fig. 12 gezeigte Stützstruktur besteht aus einem in einem Inneren des Rotorblatts 2' angeordneten Stützgestänge 25 mit zwei entlang einer zu der Längsachse des Rotorblatts 2' im Wesentlichen parallelen Längsrichtung beabstandeten Querstützstangen 24, von denen eine an einem blattspitzenseitigen Ende des Fensters 21, eine weitere an einem blattwurzelseitigen Ende des Fensters 21 angeordnet wird, so dass jede der Quesrstützstangen24' entlang einer zu einer Längsachse des Rotorblatts 2' im Wesentlichen senkrechten Querrichtung im Inneren des Rotorblatts 2' angeordnet ist. Das Stützgestänge 25 umfasst ferner eine im Wesentlichen parallel zu der Längsachse im Inneren des Rotorblatts 2' anordenbare Längsstützstange 24'. Die Querstützstangen 24 sind mit der Längsstützstange 24'durch Kugel- und/oder Kardangelenke 27 verbunden.

Die Querstützstangen 24 und die Längsstützstange24' umfassen jeweilige Vorspannmittel (angedeutet als dünnerer Abschnitt der jeweiligen Stange) zum Ausüben einer Vorspannkraft 26 in Querrichtung und einer Vorspannkraft 26' in Längsrichtung auf das Rotorblatt 2' derart, dass die mechanische Belastung, insbesondere Dehnung, der lasttragenden Struktur verringert wird. Die Vorspannmittel sind zum Einstellen der jeweiligen Vorspannkraft 26, 26' in Quer- bzw. Längsrichtung verstellbar und zugleich zum Einstellen einer Länge der jeweiligen Stange eingerichtet. Die Vorspannmittel können beispielsweise Spannschrauben und/oder Spannschlösser und/oder Teleskopstangen umfassen.

Das Stützgestänge 25 ist mittels an Fußadaptern 22 (für jeweils zwei Klemmfüße) angeordneten Klemmfüßen 23 mit der inneren Rotorblattoberfläche 46 verbunden. Die Klemmfüße 23 können ein Material mit einem hohen Reibbeiwert, beispielsweise ein Gummimaterial, und/oder ein Klebemittel zum kraftschlüssigen und/oder stoffschlüssigen Verbinden mit der Oberfläche des Inneren des Rotorblatts 2' umfassen. Zusätzlich oder alternativ kann ein Aufrauen der inneren Rotorblattoberfläche 46 vorgesehen sein.

Die erforderliche Vorspannkraft 26 in Querrichtung kann sich etwa aus einer notwendigen Schubübertragungskraft zwischen Klemmfuß 23 und innerer Rotorblattoberfläche 46 ergeben, wobei sich die notwendige Schubübertragungskraft durch einen erforderlichen Wert der Vorspannkraft 26' in Längsrichtung ergibt, der sich wiederum aus der erforderlichen Entlastung. Die Einstellung der Vorspannkraft 26' kann etwa auf Grundlage eines mittels des Dehnmessmittels bestimmten Dehnungswerts eingestellt werden.

Das Stützgestänge 25 umfasst eine Trägerstruktur 48, an der ein Werkzeug zur Reparatur der Schadstelle angeordnet ist. Alternativ oder zusätzlich kann an der Trägerstruktur 48 ein Sensor zum Erfassen mindestens einer Eigenschaft der Schadstelle und/oder eines die Schadstelle umgebenden Bereichs angeordnet sein. Die Trägerstruktur 48 ist verschiebbar an der Längsstützstange 24' angeordnet. Die Trägerstruktur kann auch anderswo an dem Stützgestänge 25 angeordnet sein.

Das in Fig. 13 gezeigte Stützgestänge 25 umfasst gegenüber dem Beispiel nach Fig. 11/12 zusätzliche Verbindungsstangen 24", die die Längsstützstange 24' mit den Querstützstangen 24 mittels Stützstangenadaptern 28 in einer Y-förmi- gen Anordnung verbinden.

Die in Fig. 15 und Fig. 16 gezeigte Stützstruktur umfasst zwei an einem Äußeren des Rotorblatts 2' angeordnete und zum Ausüben einer Klemmkraft auf das Rotorblatt 2' eingerichtete Klemmrahmen 52. Die Klemmrahmen 52 sind mittels einer zum Verringern der mechanischen Belastung, insbesondere Dehnung, der lasttragenden Struktur vorgespannten Längsstützstange 24' miteinander verbunden. Somit kann die lasttragende Struktur durch Einspannen des Rotorblatts 2' beidseitig der Schadstelle entlastet werden. Die Klemmrahmen 52 sind dabei in Längsrichtung des Rotorblatts 2' voneinander beabstandet.

Die Klemmrahmen 52 weisen einen ähnlichen Aufbau auf wie bekannte Lastrahmen, die etwa in der Rotorblattprüfung zum Aufbringen einer Last auf das Rotorblatt 2' zum Einsatz kommen. Jeder der Klemmrahmen 52 umfasst ein einer äußeren Kontur des Rotorblatts 2' angepasstes Klemmfutter 51, das zwischen zwei Klemmbalken 50 angeordnet ist. Die Klemmbalken 50 jedes Klemmrahmens 52 sind mittels zweier Spannelemente 49 zum Ausüben einer durch das Klemmfutter 51 auf das Rotorblatt 2' übertragbaren Kraft verbunden.

Die Klemmrahmen 52 sind mit der Längsstützstange 24' durch Kugel- oder Kardangelenke 27 verbunden. Die Längsstützstangen umfassen ein jeweiliges Vorspannmittel wie oben im Zusammenhang mit Fig. 11/12 beschrieben.

Die in Fig. 17 und Fig. 18 gezeigte Stützstruktur besteht aus einem in einem Inneren des Rotorblatts 2' angeordneten Stützgestänge mit einer Querstützstange 24 zum Erhöhen eines mechanischen Widerstands (hier insbesondere eines Beulwiderstands) der lasttragenden Struktur. Dazu ist die Querstützstange 24 mit einem Klemmfuß 23, befestigt mittels des Klemmfußadapters 22' (für einen Klemmfuß), mit dem vorderkantenseitig angrenzenden Panel 16A (alternativ z. B. an dem hinterkantenseitig angrenzenden Panel 16B) verbunden. Mittels weiteren Klemmfüßen 23 (an dem Klemmfußadapter 22) ist die Querstützstange 24 mit einem gegenüberliegenden Panel sowie dem oberhalb des beschädigten Pultrudat-Stapels 14' angeordneten Steg 15' verbunden.

Die Querstützstange 24 umfasst ein Vorspannmittel Vorspannkraft 26 in Querrichtung auf das Rotorblatt 2' derart, dass der Beulwiderstand durch Abstützen des Beulfeldes des vorderkantenseitig angrenzenden Panels 16A (und somit auch des beschädigten Pultrudat-Stapels 14' der angrenzenden lasttragenden Struktur) erhöht wird.

Fig. 14, Fig. 19 bis Fig. 29 und Fig. 34 bis Fig. 35 zeigen verschiedene Beispiele von am Inneren oder Äußeren des Rotorblatts 2' angeordneten und mit der lasttragenden Struktur verbundenen Stützverbünden 45 als Stützstrukturen. Allgemein umfasst jeder der Stützverbünde 45 eine oder mehrere zum Verringern der mechanischen Belastung der lasttragenden Struktur angeordnete Stützplanken 45' (Fig. 14, Fig. 22 bis Fig. 29, Fig. 34/39) oder eine oder mehrere zum Erhöhen des mechanischen Widerstands (insbesondere Beulwiderstands) der lasttragenden Struktur und/oder der nicht-lasttragenden Struktur angeordnete, auch als Stringer bezeichnete, Stützprofile 45" (Fig. 19 bis Fig. 21), wobei eine oder mehrere der einen oder mehreren Stützplanken 45' bzw. Stützprofile 45"aus einem mit Fasern, etwa Glasfasern oder Kohlenstofffasern, verstärken Kunststoffmaterial und/oder aus Metall bestehen. Fig. 19 bis Fig. 21 zeigen Stützprofile mit S-förmigem Querschnitt. Andere Querschnitte sind möglich, etwa T-förmige, C-förmige oder L-förmige Querschnitte.

Die Stützverbünde sind in den meisten Beispielen mittels einer lösbaren Klebeverbindung, beispielsweise unter Verwendung eines thermoplastischen Werkstoffs, mit dem Inneren bzw. Äußeren des Rotorblatts 2' verbunden. Im Beispiel nach Fig. 21 ist zur einfachen, reversiblen und repositionierbaren Verbindung eine Magnetanordnung 53 vorgesehen.

In manchen Beispielen (Fig. 14, Fig. 21, Fig. 26 bis Fig. 29, Fig. 34 bis Fig. 36) sind die Stützverbünde 45 am Äußeren des Rotorblatts 2' angeordnet. Gemäß Fig. 14, Fig. 21, Fig. 26, Fig. 27 und Fig. 36 kann dabei eine Reparatur mit Zugang vom Inneren des Rotors (durch ein Fenster 21) vorgesehen sein, wobei eine Entlastung durch einen der Ausnehmung 38 an dem geschwächten Pultrudat- Gurt 14" gegenüberliegenden außenliegenden Stützverbund 45 vorgesehen ist. Auch eine Reparatur mit Zugang vom Äußeren des Rotorblatts 2' kann bei außenliegendem Stützverbund 45 vorgesehen sein (Fig. 28, Fig. 29, Fig. 34). Der Stützverbund 45 kann in beiden Fällen an der äußeren Rotorblattoberfläche 47 (Fig. 14, Fig. 21, Fig. 28, Fig. 29, Fig. 34/30) und/oder an außenliegenden Pultru- dat-Planken 12/12' /12" (Fig. 26, Fig. 27, Fig. 36) angeordnet sein. Im Fall von Stützprofilen (Fig. 21) kann eine Anordnung am Beulfeld der nicht lasttragenden Struktur, hier des vorderkantenseitig angrenzenden Panels 16A, vorgesehen sein.

Das Beispiel nach Fig. 34/30 zeigt eine Geometrie für eine Reparatur mit Zugang von außen mit außenliegender Schadstelle und außenliegendem Stützverbund 45, in der das Anbringen von Pflastern 44 bei der Reparatur nicht möglich ist. Um dennoch eine ausreichende Steifigkeit zu erzielen, sind die Patches 31 hierbei breiter ausgelegt als die Pultrudat-Planken 12, wodurch Klebeflächen vergrößert und Spannungen reduziert werden können. Dies ist nur möglich, wenn der beschädigte Pultrudat-Stapel an die benachbarten Panels 16A, 16B unmittelbar angrenzt. Im Beispiel nach Fig. 36 ist dies nicht der Fall. Hier ist eine Reparatur mit Zugang von innen mit einer den gesamten Pultrudat-Stapel 14" durchtretenden Ausnehmung vorgesehen, wobei eine Entlastung durch einen außenliegenden und an benachbarten Pultrudat-Stapeln 14 angeordnetem Stützverbund erfolgt.

In anderen Beispielen (Fig. 19 bis Fig. 20, Fig. 22 bis Fig. 25) sind die Stützverbünde 45 am Inneren des Rotorblatts 2' angeordnet, was typischerweise mit einer Reparatur mit Zugang vom Inneren des Rotorblatts 2' verbunden ist, aber auch (ggf. in Verbindung mit zusätzlichen außenliegenden Stützverbünden) mit einer Reparatur mit Zugang vom Äußeren des Rotorblatts 2' verbunden sein kann. Der Stützverbund 45 kann dabei an insbesondere an der inneren Rotorblattoberfläche 46 (Fig. 22/23) und/oder an innenliegenden Pultrudat-Planken 12/12'/12" (Fig. 24/25) angeordnet sein. In den gezeigten Beispielen mit Stützplanken 45' verlaufen jeweils zwei Stützverbünde 45 beidseitig parallel zum geschwächten Pultrudat-Stapel 14", was eine gute und gleichmäßige Entlastung ermöglicht; es können jedoch auch andere Anzahlen und/oder Anordnungen von Stützverbünden 45 vorgesehen sein. Im Fall von Stützprofilen (Fig. 19/20) kann wiederum eine Anordnung am Beulfeld der nicht lasttragenden Struktur, hier des vorderkantenseitig angrenzenden Panels 16A, vorgesehen sein.

Liste der Bezugszeichen:

1 Windenergieanlage,

2 Rotorblatt,

2' geschädigtes Rotorblatt,

3 Nabe,

4 Gondel,

5 Turm,

6 Untergrund,

7 Windrichtungsvektor,

8 Gierwinkel,

8' Turmachse,

9 Azimutwinkel,

9' Rotationsachse,

9" 12-Uhr-Position,

10 Rotorebene,

11 Pitchwinkel,

11' Längsachse,

12 Pultrudat-Planke,

12" geschwächte Pultrudat-Planke,

12'" reparierte Pultrudat-Planke,

13 Gravitationsvektor,

14 Pultrudat-Stapel,

14' beschädigter Pultrudat-Stapel,

14" geschwächter Pultrudat-Stapel,

14'" reparierter Pultrudat-Stapel,

15 Steg,

15' Steg oberhalb des beschädigten Pultrudat-Stapels,

16A vorderkantenseitiges angrenzendes Panel,

16B hinterkantenseitiges angrenzendes Panel, 17 Vorderkante,

18 Hinterkante,

19 Saugseite,

20 Druckseite,

21 Fenster,

22 Fußadapter für 2 Klemmfüße,

22' Fußadapter für einen Klemmfuß,

23 Klemmfuß,

24 Querstützstange,

24' Längsstützstange,

24" Verbindungsstande,

25 Stützgestänge,

26 Vorspannkraft in Querrichtung, 26' Vorspannkraft in Längsrichtung,

27 Kugel- oder Kardangelenk,

28 Stützstangenadapter,

29 Stegfuß,

30 Pultrudat-Gurt,

30' beschädigter Pultrudat-Gurt,

31 Patch,

32 Schadstelle,

33 geschäftetes Ende,

34, 34' Kontaktmittel,

35 Anschlusskabel,

36 Potentialausgleichselement,

37 Isolationselement,

38 Ausnehmung,

39 Länge,

40 Tiefe,

41 Schäftungswinkel,

42 Fügeelement,

43 Pflaster-Schäftungswinkel,

44 Pflaster,

45 Stützverbund,

45' Stützplanke,

45" Stützprofil, 46 innere Rotorblattoberfläche,

47 äußere Rotorblattoberfläche,

48 Trägerstruktur,

49 Spannelement, 50 Klemmbalken,

51 Klemmfutter,

52 Klemmrahmen,

53 Magnetanordnung.

Claims

Patentansprüche

1. Verfahren zum Vorbereiten einer Reparatur einer Schadstelle (32) an einer lasttragenden Struktur eines Rotorblatts (2') einer Windenergieanlage (1), wobei das Rotorblatt (2') außer der lasttragenden Struktur mindestens eine nicht-lasttragende Struktur umfasst, die mit der lasttragenden Struktur verbunden oder nahe der lasttragenden Struktur, insbesondere angrenzend an die lasttragende Struktur, angeordnet, ist, wobei das Verfahren umfasst:

Bestimmen einer ersten Rotorblattstellung, die eine einzelne Stellposition oder ein Stellbereich sein kann, derart, dass eine erste mechanische Belastung der lasttragenden Struktur in der ersten Rotorblattstellung geringer ist als eine zweite mechanische Belastung der lasttragenden Struktur in einer zweiten Rotorblattstellung und/oder dass ein erster mechanischer Widerstand der lasttragenden Struktur und/oder der nicht-lasttragenden Struktur in der ersten Rotorblattstellung höher ist als ein zweiter mechanischer Widerstand der lasttragenden Struktur und/oder der nicht-lasttragenden Struktur in der zweiten Rotorblattstellung (S3),

Bestimmen, ob die erste mechanische Belastung und/oder der erste mechanische Widerstand einer ersten Bedingung genügt, gemäß der das Rotorblatt (2') während der Reparatur betriebsbereit mit der Windenergieanlage (1) verbunden bleiben kann (El).

2. Verfahren nach Anspruch 1, wobei die lasttragende Struktur einen mit Fasern verstärkten Werkstoff, insbesondere mindestens ein Pultrudat (12, 12”, 12'”) aus mit Kohlenstoff- und/oder Glasfasern verstärktem Kunststoff, umfasst und die Schadstelle (32) eine Beschädigung einer oder mehrerer der Fasern und/oder des Kunststoffes umfasst.

3. Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche, umfassend ein Anordnen des Rotorblatts (2') zum Ermöglichen der Reparatur, wobei das betriebsbereit mit der Windenergieanlage (1) verbundene Rotorblatt (2') in der ersten Rotorblattstellung angeordnet wird, falls die erste mechanische Belastung und/oder der erste mechanische Widerstand der ersten Bedingung genügt (S4), und/oder wobei das Rotorblatt (2') von der Windenergieanlage (1) getrennt angeordnet wird, falls die erste mechanische Belastung und/oder der erste mechanische Widerstand der ersten Bedingung nicht genügt.

4. Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche, wobei die erste Rotorblattstellung mittels einer aerodynamischen und/oder elastischen und/oder hydrodynamischen Simulation wenigstens eines Teils der Windenergieanlage (1) bestimmt wird und/oder wobei die erste Rotorblattstellung gemäß einem Zeitverlauf einer äußeren Belastung des Rotorblatts (2'), insbesondere einer Wind- und/oder Wellenlast, angepasst wird.

5. Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche, umfassend ein Bestimmen, ob die erste mechanische Belastung und/oder der erste mechanische Widerstand einer zweiten Bedingung genügt, gemäß der das betriebsbereite Verbundenbleiben des Rotorblatts (2') mit der Windenergieanlage (1) während der Reparatur ein Verringern der ersten mechanischen Belastung und/oder ein Erhöhen des ersten mechanischen Widerstands mittels einer Stützstruktur erfordert (E2).

6. Stützstruktur zum Unterstützen einer Reparatur einer Schadstelle (32) an einer lasttragenden Struktur eines Rotorblatts (2') einer Windenergieanlage (1), wobei die Stützstruktur mit dem Rotorblatt (2') derart verbindbar oder verbunden ist, dass eine mechanische Belastung der lasttragenden Struktur, insbesondere in einem die Schadstelle (32) umgebenden Bereich, verringert und/oder ein mechanischer Widerstand, insbesondere ein Beulwiderstand, der lasttragenden Struktur und/oder der nicht-lasttragenden Struktur erhöht wird.

7. Stützstruktur nach Anspruch 6, umfassend ein in einem Inneren des Rotorblatts (2') anordenbares Stützgestänge (25) mit mindestens einem Vorspannmittel zum Ausüben einer Vorspannkraft (26, 26') auf das Rotorblatt (2') derart, dass die mechanische Belastung der lasttragenden Struktur verringert und/oder der mechanische Widerstand der lasttragenden Struktur und/oder der nicht-lasttragenden Struktur erhöht wird.

8. Stützstruktur nach Anspruch 6 oder 7, umfassend mindestens einen an einem Äußeren des Rotorblatts (2') anordenbaren und zum Ausüben einer Klemmkraft auf das Rotorblatt (2') eingerichteten Klemmrahmen (52), vorzugsweise mindestens zwei mittels einer zum Verringern der mechanischen Belastung der lasttragenden Struktur vorgespannten oder vorspannbaren Stützstange (24') miteinander verbundene Klemmrahmen (52).

9. Stützstruktur nach einem der Ansprüche 6 bis 8, umfassend mindestens einen an einem Inneren und/oder an einem Äußeren des Rotorblatts (2') angeordneten und mit der lasttragenden Struktur verbundenen, vorzugsweise stoffschlüssig verbundenen, Stützverbund (45), umfassend eine oder mehrere zum Verringern der mechanischen Belastung der lasttragenden Struktur angeordnete Stützplanken (45') und/oder ein oder mehrere zum Erhöhen des mechanischen Widerstands der lasttragenden Struktur und/oder der nicht-lasttragenden Struktur angeordnete Stützprofile (45").

10. Stützstruktur nach einem der Ansprüche 6 bis 9, umfassend eine Trägerstruktur, an der ein Werkzeug zur Reparatur der Schadstelle (32) und/oder ein Sensor zum Erfassen mindestens einer Eigenschaft der Schadstelle (32) und/oder eines die Schadstelle (32) umgebenden Bereichs angeordnet, insbesondere bewegbar angeordnet, ist.

11. Rotorblattsystem, umfassend ein Rotorblatt (2') einer Windenergieanlage (1) sowie eine Stützstruktur nach einem der Ansprüche 6 bis 10, wobei das Rotorblatt (2') eine lasttragende Struktur mit einer Schadstelle (32) umfasst, die lasttragende Struktur einen mit Fasern verstärkten Werkstoff, insbesondere mindestens ein Pultrudat (12, 12", 12'") aus mit Kohlenstoff- und/oder Glasfasern verstärktem Kunststoff, umfasst und die Schadstelle (32) eine Beschädigung einer oder mehrerer der Fasern und/oder des Kunststoffes umfasst.

12. Verfahren nach Anspruch 5, ferner umfassend ein Anbringen einer Stützstruktur gemäß einem der Ansprüche 6 bis 10 an dem Rotorblatt (2') zum Verringern der ersten mechanischen Belastung (S6).

13. Verfahren zur Reparatur einer Schadstelle (32) an einer lasttragenden Struktur eines Rotorblatts (2') einer Windenergieanlage (1), wobei die lasttragende Struktur einen mit Fasern verstärkten Werkstoff, insbesondere mindestens ein Pultrudat (12, 12”, 12'”) aus mit Kohlenstoff- und/oder Glasfasern verstärktem Kunststoff, umfasst und die Schadstelle (32) eine Beschädigung einer oder mehrerer der Fasern und/oder des Kunststoffes umfasst, wobei das Verfahren umfasst:

Entfernen eines die Schadstelle (32) umfassenden Teils der lasttragenden Struktur, so dass eine Ausnehmung (38) in der lasttragenden Struktur gebildet wird,

Einbringen und Fügen eines Patches, umfassend einen mit Fasern verstärkten Werkstoff, in die Ausnehmung (38),

Herstellen mindestens einer elektrisch leitfähigen Verbindung zwischen der die Ausnehmung (38) umfassenden lasttragenden Struktur und dem Patch und/oder zwischen dem Patch und einem elektrisch leitfähigen Element des Rotorblatts (2'), insbesondere einem Blitzschutzelement, beispielsweise einem Erdungskabel und/oder einem Metallgitter.

14. Verfahren nach Anspruch 13, ferner umfassend ein Vorbereiten der Reparatur gemäß dem Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 5 oder 12.