Die vorliegende Erfindung betrifft ein Verfahren zum Auslegen und Betreiben einer Wind energieanlage zum Erzeugen elektrischer Leistung aus Wind, wobei die Windenergiean lage einen aerodynamischen Rotor mit in ihrem Blattwinkel verstellbaren Rotorblättern auf weist, wobei die Rotorblätter zwischen Rotorblattwurzel und Rotorblattspitze mit mehreren Wirbelgeneratoren belegt werden. Weiterhin betrifft die vorliegende Erfindung ein Rotor blatt eines Rotors einer Windenergieanlage, eine Windenergieanlage sowie einen Wind park.

Um die aerodynamischen Eigenschaften von Rotorblättern zu beeinflussen, ist es bekannt, auf dem Querschnittsprofil der Rotorblätter Wirbelgeneratoren vorzusehen, welche meh- rere senkrecht zur Oberfläche verlaufende Verwirbelungselemente umfassen. Die Wirbel generatoren, die auch beispielsweise unter dem Begriff Vortex-Generatoren bekannt sind, dienen dazu, über der Oberfläche des Rotortblattes lokale Regionen turbulenter Luftströ mungen zu erzeugen, um eine Erhöhung der Resistenz gegen Strömungsablösungen zu bewirken. Hierzu verwirbeln Wirbelgeneratoren die wandnahe Strömung am Rotorblatt, in dessen Folge sich der Impulsaustausch zwischen wandnahen und wandfernen Strömungs schichten stark erhöht und die Strömungsgeschwindigkeiten in der wandnahen Grenz schicht zunehmen.

Die Konfektionierung eines Rotorblattes mit Wirbelgeneratoren erfolgt vor dem Hintergrund einer kostenoptimierten Fertigung in der Regel einheitlich, das heißt es ist für jeden Stand- ort dieselbe Belegung mit Wirbelgeneratoren vorgesehen.

Windenergieanlagen unterliegen je nach Standort unterschiedlichsten Umweltbedingun gen, vor allem können sich die Eigenschaften des Windfeldes, dem die Windenergieanla gen im tages- und jahreszeitlichen Wechsel ausgesetzt sind, stark unterscheiden. Das Windfeld ist durch eine Vielzahl von Parametern charakterisiert. Die wichtigsten Windfeld parameter sind mittlere Windgeschwindigkeit, Turbulenz, vertikale und horizontale Sche rung, Windrichtungsänderung über der Höhe, Schräganströmung und Luftdichte.

Einer Änderung der Luftdichte, insbesondere einem durch eine abnehmende Luftdichte verursachten Anstieg der Anstellwinkel am Rotorblatt, wird dadurch begegnet, dass ab ei ner definierten Leistung der Blatteinstellwinkel, der üblicherweise auch als Pitchwinkel be zeichnet wird, erhöht wird, um eine drohende Strömungsablösung insbesondere im Mittel bereich des Rotorblattes zu vermeiden, die sonst zu starken Leistungsverlusten führen würde. Das Deutsche Patent- und Markenamt hat in der Prioritätsanmeldung zu vor liegender Anmeldung folgenden Stand der Technik recherchiert: DE 601 10 098 T2, US 2013/0280066 A1 , WO 2007/1 14698 A2, WO 2016/082838 A1 , WO 2018/130641 A1 .

Vor diesem Hintergrund war es eine Aufgabe der vorliegenden Erfindung, ein Verfahren zum Auslegen und Betreiben einer Windenergieanlage weiterzubilden, welches sich durch einen effizienteren Betrieb der Windenergieanlage auszeichnet, aber auch ein Rotorblatt, eine Windenergieanlage sowie einen Windpark anzugeben, die einen effizienteren Betrieb ermöglichen.

Die der Erfindung zugrundeliegende Aufgabe wird gemäß einem Aspekt durch ein Verfah ren zum Auslegen und Betreiben einer Windenergieanlage mit den Merkmalen nach An- Spruch 1 gelöst. Gemäß dem Anspruch 1 wird ein Verfahren zum Auslegen und Betreiben einer Windenergieanlage zum Erzeugen elektrischer Leistung aus Wind vorgeschlagen, wobei die Windenergieanlage einen aerodynamischen Rotor mit in ihrem Blatteinstellwin kel verstellbaren Rotorblättern aufweist, wobei die Rotorblätter an Radiuspositionen in Längsrichtung zwischen Rotorblattwurzel und Rotorblattspitze mit mehreren Wirbelgene- ratoren belegt werden. Die Aufgabe der Verbesserung der Effizienz des Betreibens der Windenergieanlage wird dadurch gelöst, dass die Belegung der Wirbelgeneratoren in Längsrichtung des jeweiligen Rotorblattes bis zu einer Radiusposition durchgeführt wird, die in Abhängigkeit von der Luftdichte an einem Standort der Windenergieanlage bestimmt wird. Erfindungsgemäß wird somit vorgeschlagen, an einem Standort mit geringerer Luftdichte eine angepasste Belegung der Wirbelgeneratoren an dem jeweiligen Rotorblatt vorzuse- hen, um das Auftreten einer Strömungsablösung aufgrund der geringeren Luftdichte ge genüber einer standortunabhängigen Vorkonfektionierung der Belegung eines Rotorblattes mit den Wirbelgeneratoren zu verhindern, weil die Wirbelgeneratoren den maximalen An stellwinkel, bei dem ein Strömungsabriss auftritt, erhöhen. Eine standortabhängige, d.h. nicht einheitliche, Belegung des Rotorblattes mit Wirbelgeneratoren kann zu erhöhten Er trägen führen, die in Summe die Einsparungen einer standortunabhängigen Belegung pro duktionsseitig gegebenenfalls deutlich überkompensieren können.

So kann das Verfahren beispielsweise bestimmen, dass für ein bestimmtes Rotorblatt bis zu einer vorbestimmten Luftdichte, beispielsweise genannt Luftdichte PA, keine Wirbelge- neratoren vorteilhaft sind und erst bei unter die vorbestimmte Luftdichte PA absinkenden Luftdichten eine Belegung mit Wirbelgeneratoren eingeführt wird.

Die Belegung mit Wirbelgeneratoren kann unmittelbar an der Rotorblattwurzel oder an ei ner von der Rotorblattwurzel in Längsrichtung beabstandeten Position beginnen. Entschei dend für den erfindungsgemäßen Erfolg ist, dass die Belegung bei der erfindungsgemäß in Abhängigkeit der Luftdichte bestimmten Radiusposition endet. Auch muss keine durch gehende oder konstante Belegung mit Wirbelgeneratoren vorgenommen werden, das heißt, dass auch Unterbrechungen der Belegung möglich sind.

Als„Belegung“ ist im Falle passiver Elemente zur Strömungsbeeinflussung als Wirbelge neratoren, beispielsweise sogenannte Vortex-Generatoren, insbesondere die Anbringung derartiger Elemente an bzw. auf dem Rotorblatt zu verstehen. Im Falle aktiver Elemente zur Strömungsbeeinflussung kann als„Belegung“ insbesondere die Aktivierung oder De aktivierung derartiger Elemente, aber auch dessen Anbringung an bzw. auf dem Rotorblatt verstanden werden. Aktive Elemente zur Strömungsbeeinflussung umfassen Schlitze bzw. Öffnungen zum Ansaugen und/oder Ausblasen von Luft, steuerbare Klappen und ähnli- ches.

Besonders bevorzugt können Kombinationen aktiver und passiver Elemente zur Strö mungsbeeinflussung als Wirbelgeneratoren zum Einsatz kommen. So können in diesem Fall beispielsweise in einem innenliegenden Bereich nahe der Rotorblattwurzel passive Wirbelgeneratoren zum Einsatz kommen, während in einem weiter außen liegenden Be- reich aktive Wirbelgeneratoren zum Einsatz kommen. Damit lässt sich die Radiusposition, bis zu der das Rotorblatt mit Wirbelgeneratoren belegt ist, auch im laufenden Betrieb durch die Steuerung der aktiven Elemente zur Strömungsbeeinflussung variieren und insbeson- dere an die Luftdichte anpassen. Gleichzeitig wird die Komplexität des Aufbaus im Ver gleich mit ausschließlich aktiven Wirbelgeneratoren durch den vergleichsweise geringen Anteil aktiver Wirbelgeneratoren gering gehalten.

Die Luftdichte ist keine Konstante und variiert zeitlich. Vorzugsweise wird als Wert der Luft- dichte daher ein Durchschnittswert, beispielsweise ein Jahresdurchschnitt der Luftdichte, oder auch ein Minimum der jährlichen Luftdichte herangezogen. Alternativ oder zusätzlich kann die geografische Höhe des Standortes einfließen, die bekanntermaßen einen Einfluss auf die Luftdichte hat. Vorzugsweise wird die Luftdichte dann aus der geografischen Höhe und beispielsweise einer Durchschnittstemperatur am Standort rechnerisch ermittelt. Die Radiusposition gibt die Position auf einem Rotorblatt entlang der Rotorblattlängsachse als Radius der jeweiligen Position bezogen auf einen Außenradius des Rotors respektive eine Rotorblattlänge wieder. Die beiden Bezugsgrößen Außenradius und Rotorblattlänge unterscheiden sich um den halben Durchmesser der Rotorblattnabe, der gegebenenfalls herausgerechnet werden muss. Dadurch kann die betreffende Position auf dem Rotorblatt als Radiusposition mit einem Wert im Bereich von 0 (Null) bis 1 (Eins) angegeben werden. Die Verwendung des Radius zur Beschreibung einer Position entlang des Rotorblatts ist darin begründet, dass Rotor blätter für ihren bestimmungsgemäßen Einsatz zur Montage an einem Rotor einer Wind energieanlage vorgesehen sind. Rotorblätter sind also immer fest einem Rotor zugeordnet, so dass die Verwendung des Radius als Referenzgröße herangezogen wird. Die Radius position weist vorzugsweise im Mittelpunkt des Rotors, also in der Rotordrehachse, den Wert 0 (Null) auf. An der Blattspitze, die den am weitesten außenliegenden Punkt des Ro tors kennzeichnet, weist die Radiusposition vorzugsweise den Wert 1 (Eins) auf.

Bevorzugt kann die Bestimmung der Radiusposition in Abhängigkeit von der Luftdichte derart erfolgen, dass die bei abnehmender Luftdichte hervorgerufene Erhöhung des An stellwinkels am Rotorblatt und der durch Strömungsablösung zu erwartende Leistungsver lust kompensiert wird. Durch die standortspezifische, von der Luftdichte abhängige Ausle gung der Anordnung der Wirbelgeneratoren kann das Auftreten der Strömungsablösung zu signifikant erhöhten Anstellwinkeln verschoben werden. Dies ermöglicht es, das Rotor- blatt in einem optimierten Anstellwinkelbereich zu betreiben. In bevorzugter Weiterbildung kann die Bestimmung der Radiusposition, an der die Wirbel generatoren enden, in Abhängigkeit von der Luftdichte derart erfolgen, dass eine bei nied rigerer Luftdichte notwendige Erhöhung des Blatteinstellwinkels kompensiert wird. Die Er höhung des Blatteinstellwinkels bzw. Pitchwinkels kann somit reduziert oder sogar ganz vermieden werden.

Insbesondere ist vorgesehen, dass mit abnehmender Luftdichte die Anordnung der Wirbel generatoren mit zunehmenden Werten für die Radiusposition durchgeführt wird. Die Wir belgeneratoren können über einen weiteren Bereich im Mittelbereich des Rotorblattes an geordnet sein, als dies bei einer höheren Luftdichte der Fall ist, wodurch eine Strömungs- ablösung bei geringen Luftdichten auch in dem weiteren Mittelbereich verhindert wird. Durch die über eine Belegung für eine höhere Luftdichte hinausgehende Belegung des jeweiligen Rotorblattes mit Wirbelgeneratoren bei einer an dem Standort der Windenergie anlage bestimmten niedrigeren Luftdichte können sich die maximal zulässigen Anstellwin kel erhöhen. Vorzugsweise kann die Einstellung des Blatteinstellwinkels in Abhängigkeit von der zur Belegung der Wirbelgeneratoren bestimmten Radiusposition durchgeführt werden. Dadurch kann eine optimale Auslegung sichergestellt sein.

Vorzugsweise kann die Belegung des Rotorblattes mit den Wirbelgeneratoren unter Be rücksichtigung einer spezifischen Betriebsführung, insbesondere einer spezifischen Nenn- leistung, mit der die Windenergieanlage an einem Standort betrieben wird, durchgeführt werden. Hinsichtlich der Betriebsführung ist es vorstellbar, für einen Windanlagentyp standortabhängige Nennleistungen anzubieten. Hierzu kann eine Erhöhung der Nennleis tung durch eine Erhöhung der Nennrotordrehzahl realisiert werden. Das Betreiben der Windenergieanlagen mit den jeweiligen Nennrotordrehzahlen und Nennleistungen soll standortabhängig dauerhaft erfolgen. Höhere Nennrotordrehzahlen können, insbesondere in Abhängigkeit des Verhältnisses von Nennrotordrehzahl und Nennleistung, zu höheren Schnelllaufzahlen im Bereich der Nennleistung und somit zu verringerten Anstellwinkeln führen, demzufolge sich die Gefahr einer Strömungsablösung reduziert. Dies führt im Ge genzug dazu, dass die Belegung mit Wirbelgeneratoren in radialer Richtung reduziert wer- den kann, was wiederrum zu geringerem Lärm und zu Leistungssteigerungen führen kann. Es kann also vorteilhaft sein, Windkraftanlagen eines Anlagentyps, die mit unterschiedli chen Nennleistungen betrieben werden, unterschiedlich weit in radialer Richtung mit Wir belgeneratoren zu belegen. Dabei kann mit abnehmender Schnelllaufzahl, die definiert ist als Verhältnis einer Ge schwindigkeit der Rotorblattspitze bei Nennrotordrehzahl zu Nennwindgeschwindigkeit bei Erreichen der Nennleistung, der Wert für die Radiusposition größer werden, bis zu der die Belegung des jeweiligen Rotorblattes mit Wirbelgeneratoren durchgeführt wird. Gemäß einer bevorzugten Weiterbildung können mehrere Blatteinstellkennlinien hinterlegt sein und aus den hinterlegten Blatteinstellkennlinien in Abhängigkeit des für die Belegung der Wirbelgeneratoren bestimmten Rotorposition eine Blatteinstellkennlinie ausgewählt und zum Einstellen des Blatteinstellwinkels verwendet werden.

Bevorzugt kann die Windenergieanlage standortabhängig mit einer Nennrotordrehzahl be- trieben werden und die Belegung der Wirbelgeneratoren in Längsrichtung des jeweiligen Rotorblattes bis zu einer Radiusposition erfolgen, die in Abhängigkeit von der Nennrotord rehzahl bestimmt wird.

Dabei kann mit zunehmender Nennrotordrehzahl und insbesondere gleichzeitig zuneh mender Schnelllaufzahl der Wert für die Radiusposition geringer werden, bis zu dem die Belegung des jeweiligen Rotorblattes mit Wirbelgeneratoren durchgeführt wird.

In einer bevorzugten Weiterbildung kann für eine feste aber geringe Luftdichte die Nenn rotordrehzahl erhöht werden, wenn dies für die bestimmte Windenergieanlage möglich ist, und gleichzeitig mit der erhöhten Nennrotordrehzahl die Radiusposition, bis zu der das Rotorblatt mit Wirbelgeneratoren belegt ist, verringert werden, wenn die Schnelllaufzahl insgesamt ansteigt.

Neben den unterschiedlichen Umweltbedingungen an den unterschiedlichen Standorten, können Winderenergieanlagen auch je nach Standort unterschiedlichen Rahmenbedingun gen unterliegen. Dies können beispielsweise Vorgaben wie ein erlaubter Lärmpegelab stand zu Umgebungsgeräuschen bzw. ein nicht zu überschreitender Schallpegel sein, der im Betrieb durch die Windenergieanlage in einem bestimmten Abstand zur Windenergie anlage erzeugt wird. Beispielsweise gelten Schallpegelanforderungen von 5 bis 6 dB ge genüber Umgebungsgeräuschen im Teillastbetrieb einer Windenergieanlage in Frankreich.

Um den Schallpegel zu reduzieren, werden die Windenergieanlagen in einem schallredu zierten Betriebsmodus regelmäßig mit einer reduzierten Rotordrehzahl, d.h. sowohl mit ei- ner reduzierten Teillastrotordrehzahl, als auch mit einer reduzierten Nennlastrotordrehzahl, gegenüber dem leistungsoptimierten Betriebsmodus betrieben. Um eine drohende Strö mungsablösung insbesondere im Mittelbereich des Rotorblattes zu vermeiden, die sonst zu starken Leistungsverlusten führen würde, wird ab einer definierten Leistung der Blatt einstellwinkel erhöht. Bevorzugt kann die Radiusposition bis zu der die Belegung der Wirbelgeneratoren in Längsrichtung des jeweiligen Rotorblattes durchgeführt wird, zusätzlich in Abhängigkeit ei nes einzustellenden Schallpegels am Standort der Windenergieanlage bestimmt werden.

Der einzustellende Schallpegel ist in diesem Fall derart gewählt, dass die Windenergiean lage Schallpegelanforderungen am Standort der Windenergieanlage genügt. Die Belegung des Rotorblattes bis zu einer in Längsrichtung des jeweiligen Rotorblattes weiter außen liegenden Radiusposition ermöglicht es im Betrieb der Windenergieanlage trotz geringerer Rotordrehzahl einen geringeren Blatteinstellwinkel vorzusehen, um Strömungsablösungen zu verhindern. Im Ergebnis kann die Windenergieanlage in einem schallreduzierten Be triebsmodus mit einer gegenüber einem leistungsoptimierten Betriebsmodus reduzierten Rotordrehzahl mit einem höheren Leistungskoeffizenten betrieben werden. Dies kann es ermöglichen, den Jahresenergieertrag der Windenergieanlage zu erhöhen. Die Erhöhung des Jahresenergieertrags kann im Bereich von einigen Prozent, beispielsweise 2 % bis 4 % liegen.

Schallpegelanforderungen, die den einzustellenden Schallpegel bestimmen, der nicht überschritten werden darf, können sich über die Zeit an einem Standort ändern. Beispiels weise, können zu verschiedenen Zeiten, unterschiedliche Schallpegelanforderungen gel ten, zum Beispiel nachts und tagsüber oder zu bestimmten Ruhezeiten. Dies und ein ent sprechender Anteil eines schallreduzierten Betriebsmodus neben dem leistungsoptimier ten Betriebsmodus an einer Gesamtbetriebsdauer der Windenergieanlage kann beim Be- stimmen der Radiusposition bis zu der die Belegung der Wirbelgeneratoren in Längsrich tung des jeweiligen Rotorblattes durchgeführt wird, berücksichtigt werden.

Das Verfahren kann zum Beispiel vorsehen, dass ein Parameter in Abhängigkeit von Ro tordrehzahl, Blatteinstellwinkel der Rotorblätter und Radiusposition bis zu der die Belegung der Wirbelgeneratoren in Längsrichtung des jeweiligen Rotorblattes durchgeführt wird, so- lange iterative in Abhängigkeit der Luftdichte und des einzustellenden Schallpegels am Standort der Windenergieanlage, zueinander optimiert werden, bis eine Randbedingung erfüllt ist. Der Parameter kann beispielsweise ein von der Windenergieanlage in einem be- stimmten Zeitraum erzeugter Ertrag sein, zum Beispiel ein Jahresenergieertrag der Wind energieanlage. Hierbei kann der Anteil des jeweiligen Betriebsmodus an der Gesamtbe triebsdauer berücksichtigt werden. Die Randbedingung kann beispielsweise ein Erreichen einer maximalen Anzahl an Iterationsschritten sein oder eine Konvergenzbedingung. Die Konvergenzbedingung kann beispielsweise sein, dass der Unterschied von in zwei aufei nanderfolgenden Iterationsschritten ermittelten Jahresenergieeinträgen geringer als ein vorgegebener Grenzwert ist. Dies kann es ermöglichen die Rotordrehzahl, den Blattein stellwinkel der Rotorblätter und die Radiusposition bis zu der die Belegung der Wirbelge neratoren in Längsrichtung des jeweiligen Rotorblattes durchgeführt werden so aufeinan- der abzustimmen, dass ein maximaler Jahresenergieertrag unter Berücksichtigung der Luftdichte und der Schallpegelanforderungen am Standort der Windenergieanlage erzielt wird.

Die Erfindung betrifft des Weiteren gemäß einem zweiten Aspekt ein Rotorblatt mit einer Saugseite und einer Druckseite, wobei zumindest auf der Saugseite zwischen Rotorblatt- wurzel und Rotorblattspitze mehrere Wirbelgeneratoren angeordnet sind, wobei die Anord nung der Wirbelgeneratoren in Längsrichtung des jeweiligen Rotorblattes bis zu einer Ra diusposition in Abhängigkeit von einer standortspezifischen Luftdichte erfolgt. Die Bele gung des jeweiligen Rotorblattes mit Wirbelgeneratoren in Abhängigkeit von einer stand ortspezifischen Luftdichte verhindert eine Strömungsablösung und in der Folge ist es mög- lieh, die in Folge der veränderten Luftdichte erforderlichen Anhebung des Pitchwinkels zu reduzieren oder sogar ganz zu unterlassen, was in Summe zu einem höheren Ertrag führen kann.

Dabei kann die Anordnung der Wirbelgeneratoren ausgehend von der Rotorblattwurzel in Richtung der Rotorblattspitze bis zu einer Radiusposition des Rotorblattes durch eine standortspezifische Schnelllaufzahl beschränkt sein, insbesondere die Radiusposition von einer höheren Schnelllaufzahl zu einer niedrigeren Schnelllaufzahl zunehmen.

Es kann also vorteilhaft sein, vorzusehen, dass Rotorblätter von Windenergieanlagen eines Anlagentyps, die mit unterschiedlichen Schnelllaufzahlen, beispielsweise aufgrund unter schiedlicher Nennleistungen, betrieben werden, auch unterschiedlich weit in radialer Rich- tung mit Wirbelgeneratoren belegt werden, dergestalt, dass je geringer die Schnelllaufzahl ist, desto weiter nach außen Wirbelgeneratoren angebracht werden.

Die Schnelllaufzahl ist wie beschrieben als Verhältnis einer Geschwindigkeit der Rotorblatt spitze bei Nennrotordrehzahl zu Nennwindgeschwindigkeit bei Erreichen der Nennleistung definiert. Die Schnelllaufzahl hängt demnach von dem Verhältnis aus Nennrotordrehzahl und Nennleistung ab. Indem sich die Nennrotordrehzahl und/oder die Nennleistung ändern, kann demnach eine höhere oder niedrigere Schnelllaufzahl resultieren. Weiterhin betrifft die Erfindung in einem dritten Aspekt eine Windenergieanlage umfassend einen aerody- namischen Rotor mit in ihrem Blatteinstellwinkel verstellbaren Rotorblättern, wobei der Ro tor mit einer einstellbaren Rotornenndrehzahl betreibbar ist, sowie eine Regelung, dadurch gekennzeichnet, dass die Regelung dazu eingerichtet ist, die Windenergieanlage nach ei nem Verfahren gemäß dem ersten Aspekt oder einer als bevorzugt beschriebenen Ausge staltung davon zu betreiben. Bevorzugt kann der Rotor wenigstens ein Rotorblatt nach dem zweiten Aspekt aufweisen.

Des Weiteren betrifft die Erfindung in einem vierten Aspekt auch einen Windpark mit meh reren Windenergieanlagen gemäß dem dritten Aspekt.

Die Erfindung wird im Folgenden anhand eines möglichen Ausführungsbeispiels unter Be zugnahme auf die beigefügten Figuren näher beschrieben. Hierbei zeigen: Fig. 1 eine Windenergieanlage gemäß der vorliegenden Erfindung;

Fig. 2 eine schematische Ansicht eines einzelnen Rotorblattes;

Fig. 3 exemplarisch unterschiedliche Verläufe bei einer spezifischen Nennleistung der Windenergieanlage für Anstellwinkel am Rotorblatt über den normierten Rotorradius für vier unterschiedliche Betriebssituationen; Fig. 4 exemplarische Verläufe der Gleitzahl für die vier unterschiedlichen Betriebs situationen der Windenergieanlage;

Fig. 5 exemplarische Leistungskurven für unterschiedliche Betriebssituationen; und

Fig. 6 exemplarisch zwei Blatteinstellwinkelkennlinien für zwei unterschiedliche Be triebssituationen. Die Erläuterung der Erfindung anhand von Beispielen unter Bezugnahme auf die Figuren erfolgt im Wesentlichen schematisch und die Elemente, die in der jeweiligen Figur erläutert werden, können darin zur besseren Veranschaulichung überzeichnet und andere Elemente vereinfacht sein. So veranschaulicht beispielsweise Fig. 1 eine Windenergieanlage als sol che schematisch, so dass eine vorgesehene Anordnung von Wirbelgeneratoren nicht ein deutig erkennbar ist.

Fig. 1 zeigt eine Windenergieanlage 100 mit einem Turm 102 und einer Gondel 104. An der Gondel 104 ist ein Rotor 106 mit drei Rotorblättern 108 und einem Spinner angeordnet. Der Rotor 106 wird im Betrieb durch den Wind in eine Drehbewegung versetzt und treibt dadurch einen Generator in der Gondel 104 an. Die Rotorblätter 108 sind in ihrem Blatt winkel einstellbar. Die Blatteinstellwinkel g der Rotorblätter 108 können durch an Rotor blattwurzeln 1 14 (vgl. Fig. 2) der jeweiligen Rotorblätter 108 angeordnete Pitchmotoren verändert werden. Der Rotor 106 wird mit einer einstellbaren Rotornenndrehzahl n betrie ben. Die Rotordrehzahl n kann sich je nach Betriebsmodus unterscheiden. In einem leis tungsoptimierten Betriebsmodus kann der Rotor 106 mit einer möglichst hohen Rotornenn drehzahl betrieben werden, während der Rotor 106 in einem Teillastbetriebsmodus mit ei ner geringeren Rotordrehzahl betrieben wird. Die Windenergieanlage 100 wird in diesem Ausführungsbeispiel von einer Regelung 200, die Teil einer umfassenden Regelung der Windenergieanlage 100 ist, geregelt. Die Rege lung 200 wird im Allgemeinen als ein Teil der Regelung der Windenergieanlage 100 imple mentiert.

Die Windenergieanlage 100 kann mittels der Regelung 200 in einem leistungsoptimierten Betriebsmodus und optional auch in einem Teillastbetriebsmodus, zum Beispiel einem schallreduzierten Betriebsmodus betrieben werden. Im leistungsoptimierten Betriebsmo dus erzeugt die Windenergieanlage 100 unabhängig von Schallpegelanforderungen die optimale mit der Windenergieanlage 1 00 in Abhängigkeit der Luftdichte am Standort der Windenergieanlage 100 erzeugbare Nennleistung. Im schallreduzierten Betriebsmodus wird die Windenergieanlage 100 mit einer gegenüber dem leistungsoptimierten Betriebs modus reduzierten Rotordrehzahl betrieben, um einen Schallpegel einzustellen, der kleiner oder gleich einem durch Schallpegelanforderungen vorgegebenen Schallpegel ist. Die Windenergieanlage 100 kann optional darauf ausgelegt werden und mittels der Regelung 200 derart betrieben werden, dass ein Jahresenergieeintrag in Abhängigkeit der Luftdichte und unter Einhaltung der Schallpegelanforderungen am Standort der Windenergieanlage 100 maximiert wird. Mehrere dieser Windenergieanlagen 100 können Teil eines Windparks sein. Dabei unter liegen die Windenergieanlagen 100 je nach Standort unterschiedlichsten Umweltbedingun gen. Vor allem können sich die Eigenschaften des Windfeldes, dem die Windenergieanla gen im tages- und jahreszeitlichen Wechsel ausgesetzt sind, stark unterscheiden. Das Windfeld ist durch eine Vielzahl von Parametern charakterisiert. Die wichtigsten Windfeld parameter sind mittlere Windgeschwindigkeit, Turbulenz, vertikale und horizontale Sche rung, Windrichtungsänderung über der Höhe, Schräganströmung und Luftdichte. Ferner können sich Rahmenbedingungen wie Schallpegelanforderungen an die Windenergiean lage je nach Standort unterscheiden. Diese können auch zu unterschiedlichen Zeiten un- terschiedlich sein, beispielsweise tagsüber anders sein als nachts oder zu Ruhezeiten.

Mit Blick auf den Windfeldparameter Luftdichte sieht eine Maßnahme zum Betreiben einer Windenergieanlage vor, dem durch die abnehmende Luftdichte verursachten Anstieg der Anstellwinkel am Rotorblatt dadurch zu begegnen, dass ab einer gewissen Leistung der Blatteinstellwinkel g, der auch als Pitchwinkel bezeichnet wird, erhöht wird, um eine dro- hende Strömungsablösung im Mittelbereich des Rotorblattes 108 zu vermeiden, die zu starken Leistungsverlusten führen würde. Diese Anhebung des Blatteinstellwinkels g führt dabei zu Leistungsverlusten der Windenergieanlage 100, die jedoch im Allgemeinen gerin ger ausfallen als die Leistungsverluste, welche die an den jeweiligen Rotorblättern 108 auftretende Strömungsablösung nach sich ziehen würde. Weiterhin ist vorgesehen, die Nenndrehzahl an Standorten mit geringer Luftdichte anzuheben, um dadurch dem luftdich tebedingten Abfall der Schnelllaufzahl entgegen zu wirken.

Erfindungsgemäß wird nun vorgeschlagen, eine an einen Standort mit geringerer Luft dichte P _A angepasste Auslegung der Belegung von Wirbelgeneratoren 1 18 in Betracht zu ziehen, wie in Fig. 2 beispielhaft dargestellt. Die Wirbelgeneratoren 1 18, die in Abhängig- keit von der an einem Standort der Windenergieanlage 100 bestimmten Luftdichte PA, über einen erweiterten Bereich im Mittelteil des Rotorblattes 108 angebracht werden, verhindern im Mittelteil die Strömungsablösung und in der Folge ist es möglich, die Anhebung des Blatteinstellwinkels g zu reduzieren oder sogar ganz zu unterlassen, was in Summe zu einem höheren Ertrag der Windenergieanlage 100 führen kann. Fig. 2 zeigt eine schematische Ansicht eines einzelnen Rotorblattes 108 mit einer Rotor blattvorderkante 1 10 sowie einer Rotorblatthinterkante 1 12. Das Rotorblatt 108 weist eine Rotorblattwurzel 1 14 und eine Rotorblattspitze 1 16 auf. Der Abstand zwischen der Rotor blattwurzel 1 14 und der Rotorblattspitze 1 16 wird als Außenradius R des Rotorblattes 108 bezeichnet. Der Abstand zwischen Rotorblattvorderkante 1 10 und Rotorblatthinterkante 1 12 wird als Profiltiefe T bezeichnet. An der Rotorblattwurzel 1 14 oder im Allgemeinen in dem Bereich nahe der Rotorblattwurzel 1 14 weist das Rotorblatt 108 eine große Profiltiefe T auf. An der Rotorspitze 1 16 ist die Profiltiefe T dagegen sehr viel kleiner. Die Profiltiefe T nimmt, ausgehend von der Rotorblattwurzel 1 14, in diesem Beispiel nach einem Anstieg im Blattinnenbereich, bis zu einem mittleren Bereich deutlich ab. In dem mittleren Bereich kann eine Trennstelle vorgesehen sein (hier nicht dargestellt). Vom mittleren Bereich bis zur Rotorblattspitze 1 16 ist die Profiltiefe T nahezu konstant, bzw. die Abnahme der Profil tiefe T ist deutlich verringert.

Die Darstellung in Fig. 2 zeigt die Saugseite des Rotorblattes 108. Auf der Saugseite sind Wirbelgeneratoren 1 18, die beispielsweise als Vortex-Generatoren ausgeführt sein kön nen, angeordnet. Alternative Ausgestaltungen der Wirbelgeneratoren 1 18 als aktive oder passive Elemente zur Strömungsbeeinflussung sind denkbar. Während die Wirbelgenera toren 1 18 in dem dargestellten Beispiel auf der Saugseite des Rotorblattes 108 angeordnet gezeigt sind, sind alternativ oder auch zusätzlich Wirbelgeneratoren 1 18 auf der Druckseite des Rotorblattes 108 in erfindungsgemäßer Belegung möglich. Die Belegung der Wirbel generatoren 1 18 kann im Bereich der Rotorblattvorderkante 1 10 oder auch an einer ande ren Position zwischen Rotorblattvorderkante 1 10 und Rotorblatthinterkante erfolgen. Die Erstreckung der Belegung der Wirbelgeneratoren 1 18 beginnt im Bereich der Rotorblatt wurzel 1 14 und verläuft in Richtung der Rotorblattspitze 1 16. Bezogen auf den Rotor 106 erstrecken sich die Wirbelgeneratoren 1 18 in radialer Richtung bis zu einer Position PA bzw. PB auf dem Rotorblatt 108. Dabei wird die jeweilige Position PA bzw. PB auf dem Rotorblatt 108 als Radiusposition bezogen auf einen normierten Radius r/R angegeben. Die auf den normierten Radius r/R bezogene Radiusposition gibt die Posi tion auf dem Rotorblatt 108 entlang der Rotorblattlängsachse als Radius r _a , rb der jeweiligen Position PA, PB bezogen auf den Außenradius R des Rotors 108 respektive die Rotorblatt länge wieder. Dadurch kann die betreffende Position PA bzw. PB auf dem Rotorblatt 108 als Radiusposition mit einem Wert im Bereich von 0 (Null) bis 1 (Eins) angegeben werden.

Fig. 3 zeigt für vier beispielhafte, unterschiedliche Betriebssituationen (Fall 1 bis Fall 4), die in nachstehender Tabelle aufgelistet sind, beispielhaft unterschiedliche Verläufe 120 (Fall 1 ), 122 (Fall 2), 124 (Fall 3), 126 (Fall 4) bei einer Leistung im Bereich der Nennleistung für

Anstellwinkel a am Rotorblatt 108 über die Radiusposition r/R. Die Betriebssituationen Fall 1 bis Fall 4 unterscheiden sich voneinander hinsichtlich der Werte für Luftdichte PA, PB und Position PA, PB der Belegung des Rotorblattes 108 mit Wirbelgeneratoren 1 18 sowie einer für den Betrieb gewählten Blatteinstellwinkelkennlinie P A, P B. Tabelle Betriebssituationen:

Dem Fall 1 liegt die Luftdichte PB, beispielsweise die Normluftdichte PB=1 ,225 kg/m ³ , zu grunde. Hierfür kann die Windenergieanlage dank der bis zu der Position PB angeordneten Wirbelgeneratoren mit der bevorzugten Blatteinstellwinkelkennlinie P B betrieben werden, ohne dass es zu einem Strömungsabriss entlang des Rotorblattes kommt.

Den Fällen 2 bis 4 liegt nun eine Luftdichte PA zugrunde, die kleiner als die Luftdichte PB ist.

In dem Fall 2 wird die Konfiguration des Falls 1 übernommen, das heißt die ansonsten gleichen Betriebsparameter bei niedrigerer Luftdichte zum Betrieb eingesetzt. Hierbei kommt es zu unvorteilhaften Strömungsabrissen.

Um diesen Strömungsabrissen zu begegnen, wird im Fall 3 eine Blatteinstellwinkelkennli nie P _P A vorgesehen, die zwar dafür sorgt, dass keine Strömungsabrisse auftreten, insge samt jedoch es ebenso zu signifikanten Ertragsausfällen kommt wie bei Fall 2 mit der Blatt- einstellwinkelkennlinie P _P B.

Fall 4 beschreibt die erfindungsgemäße Lösung, wonach durch die Änderung der Wirbel generatoren bis PA ein sicherer Betrieb mit der bevorzugten Blatteinstellwinkelkennlinie P _P B trotz niedriger Luftdichte P _A möglich ist, ohne dass Strömungsabrisse auftreten. Alternativ kann eine Blatteinstellwinkelkennlinie verwendet werden, die zwischen den Blatteinstell- Winkelkennlinien P _P A und P _P B liegt.

Im Detail zeigt Fig. 3 beispielhaft verschiedene Verläufe 120, 122, 124, 126 der Anstellwin kel a bei einer Leistung nahe Nennleistung, z.B. 95% der Nennleistung, der Windenergie anlage 100 über die Radiusposition r/R für die vier Betriebssituationen Fall 1 bis Fall 4. Der Verlauf 120 stellt sich für den Fall 1 ein. Der Verlauf 122 stellt sich für den Fall 2 ein. Der Verlauf 124 stellt sich für den Fall 3 ein. Der Verlauf 126 stellt sich für den Fall 4 ein.

Weiterhin sind durch gestrichelte Linien die maximal zulässigen Anstellwinkel OA, CIB, und ao bzw. Stallwinkel dargestellt. Der maximal zulässige Anstellwinkel cio stellt sich ein, wenn auf dem Rotorblatt 108 keine Wirbelgeneratoren 1 18 angeordnet sind. Der maximal zuläs sige Anstellwinkel cm stellt sich ein, wenn eine Belegung mit Wirbelgeneratoren 1 1 8 bis zur Position PB auf dem Rotorblatt 108 vorgesehen ist, was in dem dargestellten Ausführungs beispiel einer Radiusposition r/R von etwa 0,55 entspricht. Der maximal zulässige Anstell winkel cm stellt sich ein, wenn eine Belegung mit Wirbelgeneratoren 1 18 bis zur Position PA auf dem Rotorblatt 108 vorgesehen ist, was einer Radiusposition r/R von etwa 0,71 ent spricht.

Die sprunghaften Zunahmen der maximal zulässigen Anstellwinkel OA, cm bei der Radius position r/R von etwa 0,71 bzw. 0,55 und die zur Blattwurzel 1 14 hin stark angestiegenen zulässigen Anstellwinkel OA, cm sind durch die angebrachten Wirbelgeneratoren 1 18 be- dingt. Die Belegung des Rotorblattes 108 mit Wirbelgeneratoren 1 18 verschiebt die Strö mungsablösung zu signifikant erhöhten Anstellwinkeln OA, cm und erlaubt es somit, das Profil in einem deutlich ausgedehnten Anstellwinkelbereich zu betreiben.

Ohne den Einsatz von Wirbelgeneratoren 1 18 bis zur Radiusposition r/R unterhalb von 0,71 bzw. 0,55 wären die maximal zulässigen Anstellwinkel OA, cm bis in diesen Radiusbe- reich deutlich abgesenkt, was in Fig. 3 durch die Linie für den maximal zulässigen Anstell winkel ao angedeutet wird. Es ist ersichtlich, dass die bei der Luftdichte PB auftretenden Anstellwinkel a in diesem Rotorblattbereich sogar schon im Fall 1 , angedeutet durch die Linie 120, bei Weglassen von Wirbelgeneratoren 1 1 8 zum Überschreiten der maximal zu lässigen Anstellwinkel ao führen würden und somit zum Strömungsabriss. Werden die Windenergieanlage 100 und das jeweilige Rotorblatt 108 ohne weitere Maß nahmen bei der verringerten Luftdichte PA, wie im Fall 2 angenommen, betrieben, kann sich ein, wie in Fig. 3 durch die Linie 122 beispielhaft dargestellter, Anstellwinkelverlauf einstellen. Zwischen den Radiuspositionen 0,55<r/R<0,78 werden im Fall 2 die maximal zulässigen Anstellwinkel ae überschritten und es kommt dort zu leistungsmindernden Strö- mungsablösungen. Typisch ist, dass im Fall 2 die Überschreitungen der maximal zulässi gen Anstellwinkel ae beginnend von der Position PB zur Blattspitze 1 16 hin auftreten, da die Anstellwinkelerhöhungen, bedingt durch den Luftdichteabfall, von der Blattspitze 1 1 6 zur Blattwurzel 1 14 hinzunehmen, d.h. je weiter in radialer Richtung innen am Rotorblatt 108 sich der Profilschnitt befindet, desto höhere Anstellwinkelanstiege erfährt der Profil schnitt. Anders ausgedrückt nehmen die Überschreitungen der maximal zulässigen An stellwinkel OB zur Blattspitze 1 1 6 hin ab, wobei an der Position PB die größte Gefahr zur Anstellwinkelüberschreitung besteht. Verdeutlicht wird dieser Zusammenhang durch die Darstellung in Fig. 4. In Fig. 4 sind bei spielhafte Verläufe 128, 130, 132, 134 der Gleitzahl für die vier unterschiedlichen Betriebs situationen Fall 1 bis Fall 4 dargestellt. Der Verlauf 128 stellt sich für den Fall 1 ein. Der Verlauf 130 stellt sich für den Fall 2 ein. Der Verlauf 132 stellt sich für den Fall 3 ein. Der Verlauf 134 stellt sich für den Fall 4 ein. Für den Fall 1 erkennt man zunächst, dass die Gleitzahlen gemäß dem Verlauf 128 bis zu einer Radiusposition r/R < 0,55 klein sind und ab dieser Radiusposition r/R sprunghaft an- steigen und nach außen zur Rotorblattspitze 1 16, zu höheren Radiuspositionen r/R > 0,55 hin, zunehmen. Die niedrigen Werte der Gleitzahlen im Verlauf 128 sind der Belegung mit den Wirbelgeneratoren 1 18 geschuldet, die im Allgemeinen zu erhöhten Widerstandbei- werten führen.

Die Verläufe 130, 132, 134 der Gleitzahlen in den Fällen 2 bis 4 ähneln qualitativ im We sentlichen dem Verlauf 128 bis zu der Radiusposition r/R von etwa 0,55. Für den Fall 2 erkennt man anhand des Verlaufs 130, dass ab der Position PB, bis zu der die Belegung mit Wirbelgeneratoren 1 1 8 im Fall 2 vorgesehen ist, bei einer Radiusposition r/R=0,55 die Gleitzahlen signifikant auf ein niedriges Niveau einbrechen, was mit der dort auftretenden Strömungsablösung zusammenhängt. Die Strömungsablösung ist in dem beispielhaft dar gestellten Fall 2 in radialer Richtung auf einen Mittenbereich des Rotorblattes 108 begrenzt, sodass sich im Fall 2 die Gleitzahlen im Außenbereich r/R>0,8 auf das Niveau bei ablö sungsfreier Umströmung des dortigen Rotorblattbereiches einpendeln. Um dieses ungewollte Phänomen der Strömungsablösung auf dem Rotorblatt 108 zu ver meiden, wird nach dem Stand der Technik dem Überschreiten der Anstellwinkel cm dadurch begegnet, dass die Windenergieanlage 100 ab einer Windgeschwindigkeit bzw. einer Leis tung, ab welcher mit der Überschreitung der Anstellwinkel cm zu rechnen ist, der Blattein stellwinkel Y erhöht. Es wird also beispielsweise ein für die Luftdichte PA charakteristischer Blatteinstellwinkel g, das heißt eine Blatteinstellwinkelkennlinie P _P A, gewählt. Die Blattein stellwinkelerhöhung führt am Rotorblatt 1 08 über den gesamten Rotorradius R zu einer Reduzierung der Anstellwinkel a, sodass in dem bisher kritischen Rotorblattbereich die An stellwinkel a sich wieder in einem zulässigen Bereich befinden, was für den Fall 3 in Fig. 3 durch den Verlauf 124 dargestellt ist.

Diese Vorgehensweise weist jedoch den Nachteil auf, dass durch das Erhöhen der Blatt- einsteilwinkel g der Rotorblätter 108, das so genannte Pitchen, die Anstellwinkel a auch im Außenbereich des Rotorblattes 108 abgesenkt werden, d.h. auch dort, wo typischerweise keine Gefahr einer Strömungsablösung besteht. Die Anstellwinkelreduzierung aufgrund des Pitchens kann somit direkt zu Leistungsverlusten der Windenergieanlage 100 führen.

Es wird daher vorgeschlagen, dass die Belegung der Wirbelgeneratoren 1 18 in Längsrich- tung des jeweiligen Rotorblattes 108 bis zu einer Radiusposition r/R durchgeführt wird, die in Abhängigkeit von der an dem Standort bestimmten Luftdichte P _A bzw. PB der Windener gieanlage 100 bestimmt wird. Hierdurch kann im Besonderen der beschriebene Nachteil des Leistungsverlustes der Windenergieanlage 100 reduziert werden, der aus dem Pitchen zur Kompensation der Luftdichteänderung resultiert. Wie weiter oben bereits ausgeführt, treten die größten Anstellwinkelanstiege beim Betrei ben der Windenergieanlage100 bei niedrigeren Luftdichten P _A im Mittelteil des Rotorblattes 108 auf. Dies ist insbesondere an Radiuspositionen der Fall, die sich in radialer Richtung an die Position PB bereits angebrachter Wirbelgeneratoren 1 18 anschließen. Um dem zu begegnen, ist es vorgesehen, bei einem Betrieb der Windenergieanlage 100 an Standorten mit niedrigerer Luftdichte PA die Belegung der Rotorblätter 108 durch Wirbelgeneratoren 118 über die Position PB hinaus radial bis zu einer Position PA ZU verlängern. Dadurch wird der Gefahr von Strömungsablösungen im Mittelteil des Rotorblattes, insbesondere zwi schen Position PB und Position PA, begegnet.

Ein weiterer erfindungsgemäßer Aspekt ist, im Zuge der verlängerten Belegung bzw. An- bringung von Wirbelgeneratoren 1 18 auf den Rotorblättern 108 die Regelung der Blattein stellwinkel Y an Standorten mit niedrigerer Luftdichte P _A anzupassen, dergestalt, dass die Blatteinstellwinkel g an Standorten mit niedrigerer Luftdichte P _A reduziert werden. Der An stellwinkelverlauf für ein beispielhaftes Vorgehen gemäß dieser Regelung ist in Fig. 3 durch die Linie 126 für die Betriebssituation Fall 4 dargestellt. Durch die über die Position PB hinausgehende Belegung des jeweiligen Rotorblattes 108 mit Wirbelgeneratoren 1 18 er höhen sich die maximal zulässigen Anstellwinkel O _A zwischen der Radiusposition 0,55 < r/R < 0,71 . Somit stellen sich im Betrieb der Windenergieanlage 100 in diesem Rotorblatt abschnitt, d.h. zwischen der Radiusposition 0,55 < r/R < 0,71 , Anstellwinkel a ein, die sich im zulässigen Bereich befinden. Weiterhin ist ersichtlich, dass die Anstellwinkel a am gesamten Rotorblatt 108 gegenüber dem Fall 3, dargestellt durch die Linie 124, angestiegen sind, was zu Ertragsgewinnen durch eine erhöhte Leistungsaufnahme, vor allem im Au ßenteil des Rotorblattes, der Windenergieanlage 100 führt. Die Ansteuerung der Pitchmo- toren erfolgt durch die Regelung 200.

Mit der Belegung von Rotorblättern 108 mit Wirbelgeneratoren 1 18 geht eine Reduzierung der Gleitzahlen einher, wie weiter oben ausgeführt wurde. Mit Bezug auf die Darstellung in Fig. 4 wird für die Betriebssituation im Fall 4 die Problematik der Gleitzahlreduzierung durch Belegung mit den Wirbelgeneratoren 1 18 verdeutlicht. Durch die Verlängerung der Bele- gung mit Wirbelgeneratoren 1 18 bis zu einer Radiusposition r/R=0,71 in Position PA bleibt die Gleitzahl bis zu dieser Position auf einem niedrigeren Niveau als dies in den Betriebs situationen Fall 1 und Fall 3 der Fall ist. Bei geeigneter Auslegung wird jedoch im Außen bereich des Rotorblattes 108, d.h. einer Position mit einer Radiusposition r/R > 0,71 , wieder mehr Leistung generiert, was mit sich dann einstellenden Ertragssteigerungen einhergeht. Diese Ertragssteigerung durch eine zunehmende Leistungsgenerierung im Außenbereich des Rotorblattes 108 ist beispielhaft in Fig. 5 aufgezeigt. Fig. 5 zeigt exemplarisch ver schiedene Leistungskurven 136, 138, 140 für die Betriebssituationen Fall 1 , Fall 3 und Fall 4. Die Leistungskurve 136 stellt sich im Fall 1 ein, die Leistungskurve 138 stellt sich im Fall 3 ein und die Leistungskurve 140 stellt sich im Fall 4 ein. Vergleicht man zunächst die Betriebssituationen im Fall 1 und Fall 3, welche sich nur durch den Betrieb der Windenergieanlage 100 bei verschiedenen Luftdichten PA und PB unter scheiden, so ist festzustellen, dass die Leistungskurve 136 beim Übergang von der höhe ren Luftdichte PB auf die niedrigere Luftdichte PA auf die Leistungskurve 138 abfällt. Dieser starke Abfall der Leistungskurve 136 im Fall 1 auf die Leistungskurve 138 im Fall 3 resultiert aus der Dichtereduzierung und zusätzlich der damit verbundenen Erhöhung des Blattein stellwinkels Y zur Gewährleistung einer ablösefreien Umströmung des jeweiligen Rotorblattes 108. Für den Fall 4 stellt sich ab einer Windgeschwindigkeit v‘ und einer Leistung P‘ eine erhöhte Leistungsaufnahme der Windenergieanlage 100 ein. Bei Erreichen dieser Leistung P‘ gemäß dem Fall 4 wird bei einer Belegung des jeweiligen Rotorblattes 108 mit Wirbelgeneratoren 1 18 bis zu der Position PA in Abhängigkeit von der an dem Standort der Windenergieanlage100 bestimmten Luftdichte P _A der Regelung des Blatteinstellwinkels g ein verringerter Blatteinstellwinkelwert zugrunde gelegt, als der Blatteinstellwinkelwert, der im Fall 3 der Regelung des Blatteinstellwinkels g zugrunde liegt. Diese bis zum Erreichen der Nennleistung RN _QPP erhöhte Leistungsaufnahme im Fall 4 führt zu den Ertragsgewinnen, durch welche der erhöhte Widerstand im Bereich der zusätzlichen Belegung durch Wirbel generatoren 1 18 über die Position PB hinaus bis zur Position PA, kompensiert werden kann.

In Fig. 6 sind beispielhaft zwei Blatteinstellwinkelkennlinien 142, 144 für zwei unterschied liche Betriebssituationen gezeigt. Die Blatteinstellwinkelkennlinie 142 wird der Betriebssi- tuation im Fall 3 der Regelung des Blatteinstellwinkels g zugrunde gelegt. Die Blatteinstellwinkelkennlinie 144 wird der Betriebssituation im Fall 4 der Regelung des Blatteinstellwin kels Y durch die Regelung 200 zugrunde gelegt. Wie aus den Verläufen 142, 144 zu erken nen ist, lässt sich mit dem Erreichen einer normierten Leistung PYPNenn die Windenergie anlage 100 im Fall 4 mit einem geringeren Anstieg des Blatteinstellwinkels g betreiben als dies im Fall 3 möglich ist.

Im Fall 3 wird ab der normierten Leistung PYPN _enn bei einer standortunabhängigen Bele gung des Rotorblattes 108 mit Wirbelgeneratoren 1 18 bis zur Position PB der an dem Standort der Windenergieanlage 100 herrschenden niedrigeren Luftdichte P _A durch das Pitchen mit hohen Blatteinstellwinkeln g begegnet. Im Fall 4 hingegen wird ab der normier- ten Leistung PYPNenn bei einer standortabhängigen Belegung des Rotorblattes 108 mit Wir belgeneratoren 1 18 bis zur Position PA das Pitchen mit niedrigeren Blatteinstellwinkeln g ermöglicht, wodurch die Anstellwinkelreduzierung geringer ausfällt.

Ein weiterer Aspekt berücksichtigt, dass bei der Betriebsführung für einen Windenergiean lagentyp standortabhängige Nennleistungen RN _QPP angeboten werden. Dabei kann die Er- höhung der Nennleistung RN _QPP durch eine Erhöhung der Nenndrehzahl realisiert werden. Höhere Nenndrehzahlen führen bei gleicher Leistung zu höheren Schnelllaufzahlen im Be reich der Nennleistung RN _QPP und somit zu verringerten Anstellwinkeln a. Demzufolge redu ziert sich die Gefahr einer Strömungsablösung.

Dies führt im Gegenzug dazu, dass eine Anbringung von Wirbelgeneratoren in radialer Richtung reduziert werden kann, was wiederrum zu geringerem Lärm und zu Leistungs steigerungen führen kann. Es kann also vorteilhaft sein, vorzusehen, dass die Rotorblätter 108 von Windenergieanlagen 100 eines Anlagentyps, die mit unterschiedlichen Nennleis tungen RN _QPP betrieben werden, auch bis zu unterschiedlichen Positionen PA, PB in radialer Richtung mit Wirbelgeneratoren 1 18 belegt werden, dergestalt, dass je geringer die Nenn- leistung RN _QPP bzw. Nennrotordrehzahl ist, desto weiter nach außen werden Wirbelgenera toren 1 18 angebracht. Eine weitere geeignete Bezugsgröße alternativ oder zusätzlich zu der Nennleistung RN _QPP bzw. der Nennrotordrehzahl, die zur Anpassung der Belegung der Wirbelgeneratoren 1 18 herangezogen wird, ist demnach die Schnelllaufzahl der Windenergieanlage 100. Wenn die Rotordrehzahl konstant ist und die Leistung geringer ist, führt dies zu einer höheren Schnelllaufzahl, wobei basierend auf dieser höheren Schnelllaufzahl die Radiusposition r/R, bis zu der das Rotorblatt 108 mit Wirbelgeneratoren 1 18 belegt wird, verringert wird, sich also näher zur Rotorblattwurzel 1 14 verlegt. Bei sinkender Rotordrehzahl und kon stanter Leistung kann entsprechend die Radiusposition r/R erhöht werden, also näher zur Rotorblattspitze 1 16 verlegt werden. Wenn sowohl Rotordrehzahl als auch Leistung sinken, kommt es auf das Verhältnis an, ob die Schnelllaufzahl letztlich sinkt oder steigt. Ob die Schnelllaufzahl sinkt oder steigt, ist ohne genauere Angaben nicht klar. Die letztendlich steigende oder sinkende Schnelllauf zahl kann dann vorzugweise zu Bestimmung der Radiusposition r/R herangezogen wer den, bis zu der die Rotorblätter mit Wirbelgeneratoren belegt werden. Optional kann die Belegung des Rotorblattes 108 mit Wirbelgeneratoren 1 18 auch zusätz lich in Abhängigkeit eines einzustellenden Schallpegels am Standort der Windenergiean lage 100 durchgeführt werden. Beispielsweise kann der Ertrag oder ein anderer Parameter in Abhängigkeit von Rotordrehzahl, Blatteinstellwinkel der Rotorblätter und Radiusposition bis zu der die Belegung der Wirbelgeneratoren in Längsrichtung des jeweiligen Rotorblat- tes durchgeführt wird, solange iterative in Abhängigkeit der Luftdichte und des einzustel lenden Schallpegels am Standort der Windenergieanlage, zueinander optimiert werden, bis eine Randbedingung erfüllt ist. Die Randbedingung kann beispielsweise sein, dass der Unterschied von in zwei aufeinanderfolgenden Iterationsschritten ermittelten Erträgen ge ringer als ein vorgegebener Grenzwert ist. Dies kann es ermöglichen einen maximalen Ertrag nicht nur unter Berücksichtigung der Luftdichte, sondern zusätzlich auch der Schall pegelanforderungen am Standort der Windenergieanlage, zu erzielen.