VEREISUNGSBEDINGUNGEN

TECHNISCHES GEBIET

[0001] Ausführungsformen der vorliegenden Offenbarung betreffen ein Verfahren zur Überwachung eines Windparks sowie eine Vorrichtung zur Überwachung eines Windparks durch ein Verfahren.

STAND DER TECHNIK

[0002] Rotorblätter von Windkraftanlagen sind den Witterungsbedingungen der Umgebung ungeschützt ausgesetzt. An bestimmten Standorten kann bei entsprechend niedrigen Umgebungstemperaturen und ausreichend hoher Luftfeuchte bzw. bei auftretendem Niederschlag Eis an den Rotorblättern angelagert werden. Mit zunehmender Größe der Rotorblätter von Windkraftanlagen nimmt deren Oberfläche zu, so dass auch die Gefahr zur Anlagerung von Eis, d. h. der Ausbildung eines Eisansatzes an den Rotorblättern, zunimmt.

[0003] Eisanlagerungen stellen einerseits eine potentielle Gefahr für die Umgebung der Windkraftanlage dar, da bei einem Abwurf des Eisansatzes - im Betrieb oder im Stillstand der Anlage - die abgeworfenen Eisstücke Personen und Gegenstände im Abwurfradius gefährden können. Andererseits kann sich insbesondere bei ungleichmäßiger Anlagerung von Eis auch eine Unwucht des Rotors der Windkraftanlage ergeben, was im Betrieb der Windkraftanlage zu Schäden führen kann. Des Weiteren kann eine andauernde Eisanlagerung zum Stoppen der Gesamtanlage führen. Dies geht normalerweise mit Ertragsverlusten und wirtschaftlichen Nachteilen einher.

[0004] Es ist bekannt, Daten einer Windkraftanlage auszuwerten, um auf die Gefahr einer bereits stattgefundenen Anlagerung von Eis zu schließen. Die DE 10 2005 016 524 AI offenbart ein Verfahren zum Erkennen von Eis an einer Windturbine, bei welchem sowohl meteorologische Bedingungen überwacht werden, die im Zusammenhang mit Vereisungszuständen stehen, und auch eine oder mehrere physikalische, charakteristische Größen der Windkraftanlage im Betrieb überwacht werden, die auf eine Massen Veränderung der Rotorblätter der Windkraftanlage schließen lassen.

[0005] Die US 2012/0226485 AI beschreibt ein Verfahren zur Vorhersage der Wahrscheinlichkeit der Bildung oder des Anwachsen von Eis an Rotorblättern von Windturbinen. Das Verfahren macht sich u.a. die historische Messung meteorologischer Daten wie Windgeschwindigkeit, Temperatur und relative Luftfeuchte zu Nutze.

[0006] In Windparks kommt es im Winter immer wieder zu Vereisungsfällen bei z.B. Rotorblättern der einzelnen Windkraftanlagen. Oftmals müssen Windkraftanlagen in Windparks daraufhin gestoppt werden. Dies führt zu Ertragsausfällen bei den Windparkbetreibern durch eine verminderte Verfügbarkeit der Anlagen.

ZUSAMMENFASSUNG DER ERFINDUNG

[0007] Ausführungsformen der vorliegenden Offenbarung stellen ein Verfahren zur Überwachung eines Windparks bereit. Ferner stellen Ausführungsformen der vorliegenden Offenbarung eine Vorrichtung zur Überwachung nach dem beschriebenen Verfahren 10 bereit.

[0008] Gemäß einer Ausführungsform wird ein Verfahren zur Überwachung eines Windparks angegeben, mit Bestimmen einer ersten Eismasse an einer ersten Windkraftanlage des Windparks; Bestimmen von zumindest einer zweiten Eismasse an zumindest einer zweiten Windkraftanlage des Windparks; Vergleichen einer ersten Eismasse mit einer zweiten Eismasse und Bestimmen einer primären Windkraftanlage, die als Referenz dient, und zumindest einer sekundären Windkraftanlage aus der Gruppe der ersten Windkraftanlage und der zumindest einen zweiten Windkraftanlage; Abschalten der zumindest einen sekundären Windkraftanlage basierend auf einer ersten Eismasse der primären Windkraftanlage; und Einschalten der zumindest einen sekundären Windkraftanlage basierend auf einer zweiten Eismasse der primären Windkraftanlage.

[0009] Gemäß einer weiteren Ausführungsform wird eine Vorrichtung eines Windparks mit einem Controller zur Steuerung von Windkraftanlagen des Windparks angegeben. KURZE BESCHREIBUNG DER ZEICHNUNGEN

[0010] Ausführungsbeispiele sind in den Zeichnungen dargestellt und in der nachfolgenden Beschreibung näher erläutert. In den Zeichnungen zeigen:

[0011] Fig. 1 schematisch einen Windpark mit beispielhaft drei Windkraftanlagen gemäß hier beschriebener Ausführungsformen;

[0012] Fig. 2A schematisch einen Teil einer Windkraftanlage mit Rotorblättern und Sensoren gemäß hier beschriebenen Ausführungsformen;

[0013] Fig. 2B schematisch ein Rotorblatt einer Windkraftanlage mit einem Sensor gemäß hier beschriebenen Ausführungsformen; [0014] Fig. 3 ein Ablaufdiagramm eines Verfahrens gemäß hier beschriebenen Ausführungsformen;

[0015] Fig. 4 ein Ablaufdiagramm eines Verfahrens gemäß hier beschriebenen Ausführungsformen;

[0016] Fig. 5 schematisch einen Lichtleiter mit einem Faser-Bragg-Gitter zur Verwendung in Sensoren gemäß hier beschriebenen Ausführungsformen;

[0017] Fig. 6 schematisch einen Messaufbau für einen faseroptischen Sensor gemäß hier beschriebenen Ausführungsformen bzw. für Verfahren zur Überwachung gemäß hier beschriebenen Ausführungsformen.

[0018] In den Zeichnungen bezeichnen gleiche Bezugszeichen gleiche oder funktionsgleiche Komponenten oder Schritte.

WEGE ZUR AUSFÜHRUNG DER ERFINDUNG

[0019] Im Folgenden wird detaillierter Bezug genommen auf verschiedene Ausführungsformen der Erfindung, wobei ein oder mehrere Beispiele in den Zeichnungen veranschaulicht sind. [0020] Die vorliegende Erfindung findet Anwendung zur Erhöhung der Verfügbarkeit einzelner Windkraftanlagen eines Windparks und zur Minimierung von Ertragsausfällen für den gesamten Windpark im Vereisungsfall.

[0021] Fig. 1 zeigt einen Windpark 10 beispielhaft bestehend aus drei Windkraftanlagen 200. Die Windkraftanlagen 200 sind, wie in Fig. 1 durch gestrichelte Linien dargestellt, unter einander vernetzt. Die Vernetzung ermöglicht eine Kommunikation, zum Beispiel eine Echtzeit-Kommunikation, zwischen den einzelnen Windkraftanlagen. Die Vernetzung ermöglicht ferner eine gemeinsame Überwachung, Steuerung und/oder Regelung der Windkraftanlagen. Zusätzlich können die Windkraftanlagen auch einzeln überwacht, gesteuert und/oder geregelt werden. Gemäß hier beschriebenen Ausführungsformen, kann ein Windpark zwei oder mehr Windkraftanlagen, insbesondere fünf oder mehr Windkraftanlagen, wie zum Beispiel zehn oder mehr Windkraftanlagen beinhalten.

[0022] Die Windkraftanlagen 200, zum Beispiel die Windkraftanlagen aus Fig. 1, bilden in ihrer Gesamtheit den Windpark 10. Der Windpark besteht aus mindestens zwei Windkraftanlagen. Die räumliche Nähe der Windkraftanlagen ermöglicht ferner die Validierung ähnlicher Umwelteinflüsse auf Windkraftanlagen des Windparks. Somit kann die Annahme getroffen werden, dass auf Anlagen des Windparks ähnliche Umwelteinflüsse in ähnlichem Ausmaß wirken. [0023] Der Windpark 10 kann gemäß einer Ausführungsform aus einer ersten Windkraftanlage und zumindest einer zweiten Windkraftanlage bestehen. Aus der Gruppe der ersten Windkraftanlage und der zumindest einen zweiten Windkraftanlage kann eine primäre Windkraftanlage bestimmt werden. Anlagen aus dieser Gruppe, die nicht zur primären Anlage bestimmt werden, sind sekundäre Windkraftanlagen. [0024] Fig. 2A zeigt beispielhaft eine Windkraftanlage 200 eines Windparks, an welchem das hierin beschriebene Verfahren zum Einsatz kommen kann. Die Windkraftanlage 200 beinhaltet einen Turm 40 und eine Gondel 42. An der Gondel 42 ist der Rotor befestigt. Der Rotor beinhaltet eine Nabe 44, an der die Rotorblätter 100 befestigt sind. Gemäß typischen Ausführungsformen hat der Rotor zumindest 2 Rotorblätter insbesondere 3 Rotorblätter. Beim Betrieb der Windkraftanlage rotiert der Rotor, d.h. die Nabe mit den Rotorblättern um eine Achse. Dabei wird ein Generator zur Stromerzeugung angetrieben. Wie in Fig. 2A dargestellt, ist zumindest ein Sensor 110 in einem Rotorblatt 100 zur Verfügung gestellt. Der Sensor ist mit einer Signalleitung mit einer Auswerteeinheit 114 verbunden. Die Auswerteeinheit 114 liefert ein Signal an eine Steuerung und/oder Regelung 50 der Windkraftanlage 200.

[0025] Im Bereich der Rotorblattspitze der Rotorblätter 100 ist ein Eisansatz 1 schematisch dargestellt. Im Rotorblatt werden mittels des Sensors 110 z.B. Vibrationen oder Beschleunigungen erfasst, der gemäß beschriebenen Ausführungsformen, als Vibrationssensor oder Beschleunigungssensor ausgestaltet sein kann. Bei dem Sensor 110 kann es sich z.B. um elektrische und/oder faseroptische Sensoren handeln. Die Sensoren können für eine Messung einer ersten Eismasse und zumindest einer zweiten Eismasse konfiguriert sein.

[0026] Fig. 2B zeigt ein Rotorblatt 100 einer Windkraftanlage. Das Rotorblatt 100 hat eine Achse 101 entlang seiner Längserstreckung. Die Länge 105 des Rotorblatts reicht von dem Blattflansch 102 zu der Blattspitze 104. Gemäß hier beschriebenen Ausführungsformen befindet sich in einem axialen bzw. radialen Bereich, das heißt einem Bereich entlang der Achse 101, ein Sensor 110.

[0027] Es ist oftmals wünschenswert, eine direkte Überwachung des Windparks zu ermöglichen, sodass auf eine Vereisung der Rotorblätter einer oder mehrerer Windkraftanlagen ohne Verzögerung reagiert werden kann. Des Weiteren ist eine autonome Überwachung und Regelung von Vorteil.

[0028] Gemäß einer Ausführungsform können Anlagen eine primäre Windkraftanlage oder sekundäre Windkraftanlagen sein. Eine primäre Windkraftanlage ist eine Referenzanlage. Im Vereisungsfall kann sich Eis u.a. an den Rotorblättern 100 anlagern. An Anlagen kann die Anlagerung von Eis bzw. der Eisansatz gemessen werden. Die Menge oder das Volumen von angelagertem Eis kann zwischen den einzelnen Anlagen, in den durch die räumliche Nähe gesetzten Grenzen, variieren.

[0029] Eine Anlagerung von Eis bzw. ein Eisansatz, wie hierin verwendet, bezeichnet eine Zunahme einer Eismasse an einem Rotorblatt im Zeitverlauf. Ferner kann eine Abnahme von Eis vorliegen. Ein Anstieg einer Eismasse kann eine Anlagerung bzw. Zunahme einer Eismasse sein, also positiv sein, oder kann eine Abnahme einer Eismasse sein, also negativ sein. Ein Vereisungsfall, wie hierin verwendet, bezeichnet das Auftreten einer Anlagerung von Eis an zumindest einer Windkraftanlage eines Windparks. [0030] Im Vereisungsfall kann die Eismasse, die sich in einem Zeitraum an den Rotorblättern von Windkraftanlagen ansetzt, bestimmt werden. Eine Bestimmung einer Eismasse setzt die Messung einer geeigneten Messgröße voraus. Die Messung erfolgt mit Hilfe von Sensoren 110. Die Messgröße kann durch Transformation in eine Systemgröße S umgewandelt werden. Die Systemgröße S wird mittelbar bestimmt. Zum Beispiel kann eine Eigenschwingung eines Rotorblattes gemessen werden

[0031] Die Systemgröße S hängt ferner mit der Masse des Rotorblattes zusammen. Alternativ oder zusätzlich hängt die Systemgröße S mit der Masse eines Eisansatzes an dem Rotorblatt zusammen. Typischerweise wird die Systemgröße S aus Messdaten von Vibrations- oder Beschleunigungsmessungen in oder an einem Rotorblatt oder mehreren der Rotorblätter erhalten. Bei Ausführungsformen wird die Messgröße im Zeitverlauf eines Erfassungszeitraums gemessen, vorzugsweise durch Messen von Vibrationen oder Beschleunigungen im Zeitverlauf des Erfassungszeitraums T. Die Messung erfolgt an oder in dem Rotorblatt.

[0032] Die Systemgröße S wird aus den Messdaten hergeleitet, vorzugsweise durch Eigenfrequenzanalyse aus den Messdaten der Vibrations- oder Beschleunigungsmessungen. Die Systemgröße S lässt auf die Masse des jeweiligen Rotorblatts bzw. der jeweiligen Rotorblätter und/oder auf die Eisansatz-Masse des jeweiligen Rotorblatts bzw. der jeweiligen Rotorblätter schließen. Die Dokumentation der Messdaten und deren Transformation kann in einem Eismassendiagramm oder in einer Eismassenkurve festgehalten werden. Bei Ausführungsformen ist die Systemgröße S proportional zur Gesamtmasse des Rotorblatts und/oder proportional zu einem zusätzlichen Massenbelag des Rotorblatts. Ein zusätzlicher Massenbelag des Rotorblatts ist ein solcher Massenbelag, der zu der Eigenmasse des Rotorblatts hinzukommt. Typischerweise ist die Systemgröße proportional zur Eismasse. [0033] Die Messung der Eisanlagerung an einem Rotorblatt erfolgt in dem Erfassungszeitraum T durch Sensoren 110. Die Messdaten können fortlaufend oder in geeigneten Abtastintervallen an der Windkraftanlage während eines Zeitraums von mehreren Tagen und/oder Stunden erfasst werden, wobei der Erfassungszeitraum T einem solchen Zeitraum entsprechen kann.

[0034] Aus einem Diagramm wie oben beschrieben, können mehrere Informationen zur Systemgröße S abgelesen werden. So kann z.B. die Eismasse zu einem bestimmten Zeitpunkt des Erfassungszeitraumes T erfasst werden. Alternativ kann zwischen zwei Zeitpunkten ti und t ₂ des Erfassungszeitraumes T ein Anstieg einer Eismasse in einem Diagramm bestimmt werden.

[0035] Ein Anstieg einer Eismasse, wie hierin verwendet, kann positive und negative Werte annehmen. Ein Anstieg einer Eismasse gibt Aussage über die Änderung der Menge der Eisanlagerung zu einem bestimmten Zeitpunkt t _x oder in einem bestimmten Erfassungszeitraum T. Erhaltene Werte können den Vergleich von Daten verschiedener Windkraftanlagen in einem Windpark ermöglichen.

[0036] Gemäß hierin beschriebener Ausführungsformen, die mit anderen Ausführungsformen kombiniert werden können, kann bei Anlagen im Park der Verlauf der Eismassekurven überwacht werden. Eine Anlage kann einen relevanten Eismasseanstieg erfahren (Kontrolle über Anstieg der Eismassekurven). Zum Beispiel kann die Anlage mit dem größten Anstieg als primäre Windkraftanlage definiert werden. Zusätzlich oder alternative kann die Anlage mit der größten Eismasse als primäre Windkraftanlage definiert werden. Die primäre Windkraftanlage kann zur Referenz dienen. Die Anlage kann bei auftretender Vereisung auf den Parameter„Anstieg der Eismasse an laufenden Anlagen" hin überwacht werden. Alternativ oder zusätzlich kann die Anlage bei auftretender Vereisung auf den Paramater„Maximum/Höhepunkt der Vereisung" hinüberwacht werden. Übrige Anlagen im Windpark, z.B. die sekundären Windkraftanlagen, können bei Überschreitung eines Schwellenwertes der primären Windkraftanlage präventiv abgeschaltet werden. Die abgeschalteten Anlagen können bis zur Freigabe in diesem Zustand bleiben. Nach Erreichen eines Plateaus der Eismassekurve von z.B. der primären Anlage können die übrigen Anlagen wieder für den Normalbetrieb freigeschalten werden. Durch den frühen Stopp haben die abgeschalteten Anlagen typischerweise weniger Eisansatz entwickelt. Die meisten Anlagen des Windparks können deutlich vor der primären Anlage, an der ein Eismassenplateau bestimmt wird, wieder für die Energieerzeugung zur Verfügung stehen.

[0037] Fig. 3 zeigt ein Ablaufdiagramm eines Verfahrens 1000 gemäß hier beschriebener Ausführungsformen zur Überwachung des Windparks 10. [0038] In einem Schritt 1100 des Verfahrens wird eine erste Eismasse an einer ersten Windkraftanlage des Windparks bestimmt. Zusätzlich wird zumindest eine zweite Eismasse an zumindest einer zweiten Windkraftanlage des Windparks bestimmt. Es können die Eismassen der Gruppe von Windkraftanlagen eines Windparks bestimmt werden. Alternativ können die Anstiege von Eismassen der Gruppe von Windkraftanlagen bestimmt werden. Es können gemäß hier beschriebener Ausführungsformen tatsächliche Eismassen erfasst werden. Eismassen können aus Messdaten, die am oder im Rotorblatt gemessen werden, bestimmt werden. Dies kann z.B. mit Hilfe einer Eismassenkurve bzw. eines Eismassendiagramms geschehen. Die Informationen der Gruppe von Windkraftanlagen beschreiben, wie oben beschrieben, ein Verhalten der Eismasse über einen Zeitraum, indem die Messwerte erfasst werden.

[0039] In einem Schritt 1200 des Verfahrens wird eine erste Eismasse der ersten Windkraftanlage mit einer zweiten Eismasse der zumindest einer zweiten Windkraftanlage verglichen. Es können Eismassen von Windkraftanlagen eines Windparks verglichen werden. Alternativ können Anstiege einer Eismasse von Windkraftanlagen eines Windparks verglichen werden. Die Windkraftanlage, die die größte Eismasse, zum Beispiel zu einem Vergleichszeitpunkt t _v verzeichnet, wird zur primären Windkraftanlage bestimmt. Alternativ wird die Windkraftanlage, die den größten Anstieg der Eismassen, zum Beispiel, zu einem Vergleichszeitpunkt ty verzeichnet, zur primären Windkraftanlage bestimmt. Anlagen, die nicht zur primären Anlage bestimmt werden, werden zu sekundären Windkraftanlagen. [0040] Der Vergleichszeitpunkt t _v , wie hierin verwendet, kann z.B. ein Zeitpunkt kurz nach dem ersten Auftreten eines Vereisungsfalles an einer Windkraftanlage eines Windparks sein. Der Vergleichszeitpunkt ty kann in geeigneter Weise für einen Windpark festgelegt werden. [0041] In einem Schritt 1300 des Verfahrens wird die zumindest eine sekundäre Windkraftanlage basierend auf einer ersten Eismasse der primären Windkraftanlage abgeschaltet. Zum Beispiel kann die Eismasse der primären Anlage einen ersten Schwellenwert, z.B. einen Schwellenwert S _A erreichen. Die primäre Anlage erfährt einen ersten Eisalarm. Zum Beispiel überschreitet eine Eismasse der primären Anlage dabei einen oberen Schwellenwert So, der ein Abschalten der primären Anlage zur Folge hätte, nicht. Die primäre Windkraftanlage bleibt in Betrieb und dient weiterhin als Referenz. Sekundäre Windkraftanlagen können basierend auf der primären Windkraftanlage abgeschaltet werden, zum Beispiel wenn die primäre Anlage den Schwellenwert S _A erreicht. Windkraftanlagen, die nicht zur Referenzanlage bestimmt werden, können zusätzlich oder alternativ individuell abgeschaltet werden. Ein Eisalarm, das heißt ein erster Eisalarm, zum Abschalten sekundärer Anlagen kann erzeugt werden wenn eine erste Abschaltschwelle im Gradienten des Eisansatzes, z.B. im Eisansatz der primären Anlage überschritten wird. Der erste Eisalarm kann durch eine Überschreitung einer ersten Eismassenschwelle, insbesondere an der primären Anlage, erzeugt werden. Ein zweiter Eisalarm an der primären Anlage kann ein „normaler" Eisalarm sein, bei dem auch die Anlage des normalen Eisalarms selbst stehen bleibt.

[0042] Eine Bedingung für das Abschalten der Windkraftanlagen durch eine den Betrieb beeinträchtigende Menge an angelagertem Eis kann durch Schwellenwerte festgelegt werden. Eismassen von Anlagen eines Windparks können einen oberen Schwellenwert So erreichen. Eine Eismasse einer primären Windkraftanlage kann ferner einen Schwellenwert S _A erreichen.

[0043] Ein oberer Schwellenwert So ist beispielsweise ein definierter oberer Grenzwert für die Menge von angelagertem Eis, z. B. die Masse und/oder das Volumen von angelagertem Eis, bei dessen Überschreiten ein sicherer Betrieb der Windkraftanlage nicht mehr zulässig oder nicht mehr möglich ist. Ein oberer Schwellenwert So kann beispielsweise empirisch ermittelt werden, oder er kann durch Bestimmungen hinsichtlich der Betriebssicherheit der Windkraftanlage vorgegeben sein. An dem Schwellenwert So wird ein Eisalarm ausgelöst. Messungen am oder im Rotorblatt können auch an Anlagen erfolgen, die nicht in Betrieb sind. Weiterhin können zusätzlich oder alternativ auch Schwellwerte für den Anstieg von Eismassen verwendet werden. [0044] Gemäß hier beschriebenen Ausführungsformen wird auf Schwellwerte Bezug genommen. Im Allgemeinen können von den Messdaten an den Windkraftanlagen, insbesondere der primären Windkraftanlage, Signale zum Abschalten bzw. Anschalten ermittelt werden. Schwellenwerte können für verschiedene Parameter festgelegt sein. Zum Beispiel können Schwellenwerte für meteorologische Daten wie z.B. Temperatur kombiniert mit Luftfeuchtigkeit vorhanden sein. Es können auch Schwellenwerte für die Eiserkennung aus Leistungskurven einer Windkraftanlage resultieren. Es können aber auch beispielweise Schwellenwerte für Rotorblattbelastungen, die z.B. an einer Blattwurzel gemessen werden, zum Beispiel mit Dehnungssensoren, existieren. [0045] Ferner kann eine weitere Bedingung für das Abschalten der Windkraftanlagen durch eine den Betrieb beeinträchtigende Menge an angelagertem Eis durch einen Schwellenwert S _A , der für die Systemgröße S geeignet ist, festgelegt werden. Der Schwellenwert S _A ist beispielsweise ein definierter Grenzwert für eine Menge von angelagertem Eis, z. B. der Masse und/oder des Volumens von angelagertem Eis, bei dessen Überschreiten durch ein Abschalten der betroffenen Windkraftanlagen mit hohen Ertragsverlusten des Windparks zu rechnen ist. Der Schwellenwert S _A ist kleiner als der Schwellenwert So. Der Schwellenwert S _A kann beispielsweise empirisch ermittelt werden.

[0046] Bei Erreichen des oberen Schwellenwertes So können die Anlagen einen zweiten Eisalarm erfahren. Bei Erreichen des Schwellenwertes S _A kann die primäre Anlage einen ersten Eisalarm erfahren. Bei Erreichen des ersten Schwellenwertes S _A kann die primäre Anlage ein Signal zur Abschaltung der zumindest einen sekundären Windkraftanlage bewirken.

[0047] Ein Eisalarm, wie hierin verwendet, kann durch die Überschreitung eines Schwellenwertes an einer primären oder einer sekundären Windkraftanlage des Windparks entstehen. Ein Eisalarm kann ausgelöst werden, wenn einer der Schwellenwerte So oder S _A oder beide bei einer Anlage überschritten werden. Ein erster Eisalarm kann ausgelöst werden, wenn der Schwellenwert S _A überschritten wird. Ein zweiter Eisalarm, ausgelöst durch Überschreitung des Schwellenwerts So, führt zur Abschaltung der Anlage, an der der Eisalarm ausgelöst wurde. Ein erster Eisalarm ausgelöst durch die Überschreitung des Schwellenwertes S _A , löst ein Signal zur Abschaltung einer anderen Anlage, an der zum selben Zeitpunkt keinen Eisalarm ausgelöst ist, aus. Messungen der Eismasse, des Eisanasatzes oder der Eisanlagerung können bei abgeschalteter Anlage durchgeführt werden.

[0048] Das Abschalten oder Stoppen einer Anlage, wie hierin verwendet, ist primär als das Stoppen der Rotorblätter zu verstehen. Die Messungen an oder in den Rotorblättern können trotz stillstehender Rotorblätter andauern.

[0049] In einem Schritt 1400 des Verfahrens wird die zumindest eine sekundäre Windkraftanlage basierend auf einer zweiten Eismasse bzw. einem Anstieg der Eismasse (z.B. Plateau der Eismasse, d-h- Anstieg =0) der primären Windkraftanlage eingeschaltet. Eine zweite Eismasse einer primären Windkraftanlage kann ein Plateauphase erreichen. In einer Plateauphase oder einem Plateau steigt die Eismasse am Rotorblatt nicht an. Die Eismasse an einem Rotorblatt ist konstant. Alternativ kann die zweite Eismasse an der primären Anlage abnehmen oder der Anstieg der Eismasse an einer primären Anlage kann negativ sein. Ist ein Plateau der Eismasse erreicht oder ist der Anstieg der Eismasse negativ, können Windkraftanlagen eingeschaltet werden. Zum Beispiel können die sekundären Windkraftanlagen eingeschaltet werden.

[0050] Windkraftanlagen, die nicht zur Referenzanlage bestimmt werden, können eingeschaltet werden. Windkraftanlagen, die nicht zur Referenzanlage bestimmt werden, können alternativ individuell eingeschaltet werden. Die Gruppe der eingeschalteten Windkraftanlagen kann im Normalmodus betrieben werden. Eine Anlage, wie hierin verwendet, befindet sich im Normalmodus oder Normalbetrieb, wenn die Parameter zum Betrieb der Anlage den sonst üblichen Parametern entsprechen. Es können Windkraftanlagen, die nicht zur Referenzanlage bestimmt werden, im Normalmodus betrieben werden. Die primäre Windkraftanlage kann abgeschaltet werden. Eine Regeneration der primären Anlage kann erfolgen, bis die primäre Anlage wieder freigeschaltet wird.. Das Regenerieren der primären Anlage kann unterstützt werden, z.B. durch aktives Entfernen eines Eisansatzes was wiederum z.B. durch eine Blattheizung oder ein mechanisches „Abschütteln" des Eises erfolgen kann. Durch die Unterstützung der Regeneration kann diese beschleunigt werden.

[0051] Aus historischen Parkdaten kann abgeleitet werden, dass ein Vereisungsfall an einer Windkraftanlage umso länger andauert, je länger die Anlage zu Beginn des Vereisungsfalles in Betrieb war. Je früher die Anlagen bei einer Vereisung ausgeschaltet werden können, desto geringer ist der Gesamtausfall, da ein früheres Wiedereinschalten gewährleistet werden kann.

[0052] Ein frühzeitiges Einschalten nach einer Vereisung eines Windparks kann den Gesamtenergieertrag des Windparks unter Vereisungsbedingungen deutlich steigern. Als Negativertrag fallen die Ausfallzeiten von Anlagen bis zur Abschaltung der Referenzanlage an. Der Mehrertrag ergibt sich aus dem früheren Anfahren von Anlagen ausgenommen der Referenzanlage.

[0053] Bereits gebildete Eismasse kann in Kombination mit den Wind- und Temperaturbedingungen der Anlage im Betrieb als Nukleus für die Ausbildung von weiterem Eisansatz wirken. Stehende Anlagen sind von Vereisungsfällen zwar auch betroffen, aufgrund des geringeren Eisansatzes endet der Vereisungsfall früher. Da die sekundären Windkraftanlagen durch den frühen Stopp weniger Eisansatz entwickelt haben, steht der Großteil der sekundären Anlagen deutlich vor der Referenzanlage wieder für die Energieerzeugung zur Verfügung.

[0054] Fig. 4 zeigt ein Ablaufdiagramm eines Verfahrens 1100 gemäß hier beschriebenen Ausführungsformen.

[0055] In einem Schritt 1110 des Verfahrens wird eine erste Eismasse an einer ersten Windkraftanlage des Windparks bestimmt. Zusätzlich wird zumindest eine zweite Eismasse an zumindest einer zweiten Windkraftanlage des Windparks bestimmt. Bei Beginn einer Vereisung im Windpark steigen die Eismassekurven der Anlagen im Park an bis einer der Schwellenwerte So oder S _A oder beide erreicht sind. Mit Hilfe der vom Sensor am oder im Rotorblatt durchgeführten Messungen, können Eismassen bestimmt werden, zum Beispiel als Eismassekurven bzw. Eismassendiagramme. Alternativ oder Zusätzlich können weiterer Sensoren und/oder Daten zur Bestimmung der Eismasse verwendet werden. Aus den Messungen können zu verschiedenen Vergleichszeitpunkten ty und ty' die Eismassen und/oder ein Anstieg der Eismassen zwischen verschiedenen Anlagen verglichen werden. Die Daten können ferner über einen ganzen Erfassungszeitraum T verglichen werden. [0056] In einem Schritt 1210 des Verfahrens wird eine primäre Anlage bestimmt. Die Windkraftanlagen, die nicht zur primären Anlage werden, werden sekundäre Windkraftanlagen. Die Anlage mit dem steilsten Anstieg der Eismassenkurve bleibt im Normalmodus und dient als Referenz. Bei Erreichen des Schwellenwertes S _A wird an der primären Anlage ein erster Eisalarm ausgelöst. Bei Erreichen des ersten Eisalarms, zum Beispiel basieren auf einem Schwellenwert z.B. dem Schwellenwert S _A, kann die primäre Anlage ein Signal zur Abschaltung der zumindest einen sekundären Windkraftanlage bewirken.

[0057] An der primären Windkraftanlage kann bei Überschreitung eines Schwellenwertes So ein zweiter Eisalarm ausgelöst werden. Die primäre Windkraftanlage kann abgeschaltet werden. Die Messung der Eismasse kann weiterhin an der primären Windkraftanlage bei Windgeschwindigkeiten von mehr als 2-3 m/s stattfinden. Die Messung der Eismasse kann über die gesamte Dauer einer Vereisung stattfinden. Die Messung kann in Intervallen durchgeführt werden, z.B. in Intervallen während derer Windgeschwindigkeiten von zumindest 2-3 m/s vorherrschen.

[0058] In einem Schritt 1310 des Verfahrens wird die zumindest eine sekundäre Windkraftanlage basierend auf einer ersten Eismasse der primären Windkraftanlage abgeschaltet. Es werden die Anlagen aus der Gruppe der ersten Windkraftanlage und zumindest einer zweiten Anlage abgeschaltet. Es können die sekundären Windkraftanlagen abgeschaltet werden. Das Abschalten kann erfolgen, zum Beispiel wenn die Eismasse der primären Anlage den Schwellenwert S _A erreicht hat, bzw. wenn die primäre Anlage einen ersten Eisalarm ermittelt. Das Abschalten kann erfolgen, wenn an der primären Windkraftanlage eine erste Eismasse bestimmt wird. Eine erste Eismasse kann zu einem Zeitpunkt t _v bestimmt werden. Zum Zeitpunkt t _v kann der Schwellenwert S _A einer ersten Eismasse an der primären Windkraftanlage erreicht sein. Typischerweise ist eine erste Eismasse zum Zeitpunkt ty und ein Anstieg einer ersten Eismasse am Schwellenwert S _A , positiv. Die primäre Windkraftanlage bleibt im Normalmodus. Typischerweise lagert sich an abgeschalteten Anlagen weniger Eismasse an.

[0059] In einem Schritt 1410 des Verfahrens wird die primäre Windkraftanlage überwacht. Zusätzlich kann auch und die zumindest eine sekundäre Windkraftanlage überwacht werden. Es kann eine Eismasse überwacht werden. Es kann ein Anstieg der Eismasse überwacht werden. Das Maximum oder der Höhepunkt einer Vereisung kann abgeleitet werden. Die Eismasse oder der Anstieg einer Eismasse kann an der primären Windkraftanlage überwacht werden. Die Eismasse oder der Anstieg einer Eismasse kann zu verschiedenen Zeitpunkten und/oder über einen bestimmten Zeitraum überwacht werden. Die Eismasse oder der Anstieg der Eismasse kann ein Plateau aufweisen. Alternativ kann der Eisansatz negativ sein. Bleibt der Anstieg einer Eismasse der primären Windkraftanlage über einen gewissen Zeitraum hinweg konstant, kann der Vereisungsfall an der primären Windkraftanlage als beendet betrachtet werden.

[0060] In einem Schritt 1510 des Verfahrens wird die zumindest eine sekundäre Windkraftanlage basierend auf einer Eismasse der primären Windkraftanlage eingeschaltet. Das Einschalten der zumindest einen sekundären Windkraftanlage kann zum Beispiel erfolgen, sobald die zweite Eismasse der primären Windkraftanlage oder ein Anstieg einer zweiten Eismasse der primären Windkraftanlage ein Plateau erreicht oder negativ wird. Liegt kein weiterer Eisansatz mehr vor, können sekundäre Anlagen des Windparks wieder für den Normalbetrieb freigeschalten werden. Es kann ein automatischer Wechsel der gestoppten Anlagen in einen normalen Betriebsmodus erfolgen. Die Referenzanlage wird regeneriert. Die Zeit bis zum Stopp der Referenzanlage beträgt typischerweise nur wenige Stunden.

[0061] Typischerweise erfolgt das frühere Einschalten der gestoppten Anlagen einen halben Tag bis mehrere Tage vor dem Einschalten der Referenzanlage nach Regenration.

[0062] Das beschriebene Verfahren kann sofort Wiederanlaufen insofern weitere Vereisungen in dem Windpark stattfinden. Die Windkraftanlage, die bei einem vorhergehenden Vereisungsfall zur Referenzanlage bzw. primären Windkraftanlage bestimmt wurde, kann in ein erneutes Verfahren einbezogen sein. Zum Beispiel kann dies geschehen nachdem eine Regeneration abgeschlossen ist. Alternativ kann das Verfahren basierend auf den bisherigen sekundären Anlagen ablaufen, insbesondere falls die bisherige primäre Anlage noch einen Rest an Eisansatz aufweist. Das Verfahren kann ferner verschachtelt werden. Dies ist dann notwendig, wenn während des Abklingens einer ersten Vereisung im Windpark eine neue Vereisung stattfindet. Das beschriebene Verfahren wird dann auf den Anlagen, die nicht zur Referenzanlage im vorhergehenden Verfahren bestimmt wurden, erneut angewendet. Schritte des Verfahrens können vollautomatisiert ablaufen. [0063] Ein weiterer Aspekt bei der Überwachung von Windkraftanlagen, der mit anderen hier beschriebenen Ausführungsformen und Aspekten kombiniert werden kann, der jedoch auch unabhängig von weiteren Ausführungsformen, Aspekte und Details zur Verfügung gestellt ist, ist eine Vorrichtung zur Überwachung eines Windparks anhand der beschriebenen Ausführungsformen des Verfahrens, wobei die Vorrichtung einen Controller aufweist. Ein Controller kann bei Vernetzung einer ersten Windkraftanlage des Windparks mit zumindest einer zweiten Windkraftanlage des Windparks für alle Windkraftanlagen dienen. Der Controller kann zur gleichzeitigen und/oder individuellen Steuerung der Windkraftanlagen dienen. Der Controller kann ferner die vollautomatische Steuerung und Regelung von Anlagen in einem Windpark erlauben. Der Controller kann einer der Auswerteeinheit einer Windkraftanlage verbunden sein. Der Controller kann zum Beispiel mittels Software und/oder Hardware die Schritte eines der hier beschriebenen Verfahren ausführen.

[0064] Fig. 5 zeigt schematisch einen Lichtleiter mit einem Faser-Bragg-Gitter zur Verwendung in Sensoren gemäß hier beschriebenen Ausführungsformen.

[0065] Fig. 5 zeigt einen in einen Lichtwellenleiter integrierten Sensor bzw. einen faseroptischen Sensor 510, welche ein Faser-Bragg-Gitter 506 aufweist. Obwohl in Fig. 5 nur ein einziges Faser-Bragg-Gitter 506 gezeigt ist, ist zu verstehen, dass die vorliegende Erfindung nicht auf eine Datenerfassung aus einem einzelnen Faser-Bragg-Gitter 506 beschränkt ist, sondern dass längs eines Lichtleiters 212, einer Übertragungsfaser, einer Sensorfaser bzw. einer optischen Faser eine Vielzahl von Faser-Bragg-Gittern 506 angeordnet sein können.

[0066] Fig. 5 zeigt somit nur einen Abschnitt eines optischen Wellenleiters, welcher als Sensorfaser, optischer Faser bzw. Lichtleiter 212 ausgebildet ist, wobei diese Sensorfaser empfindlich auf eine Faserdehnung (siehe Pfeil 508) ist. Es sei hier darauf hingewiesen, dass der Ausdruck „optisch" bzw. „Licht" auf einen Wellenlängenbereich im elektromagnetischen Spektrum hinweisen soll, welcher sich vom ultravioletten Spektralbereich über den sichtbaren Spektralbereich bis hin zu dem infraroten Spektralbereich erstrecken kann. Eine Mittenwellenlänge des Faser-Bragg-Gitters 506, d.h. eine so genannte Bragg- Wellenlänge λΒ, wird durch die folgende Gleichung erhalten: λΒ = 2 · nk · Λ.

[0067] Hierbei ist nk die effektive Brechzahl des Grundmodus des Kerns der optischen Faser und Λ die räumliche Gitterperiode (Modulationsperiode) des Faser-Bragg- Gitters 506. [0068] Eine spektrale Breite, die durch eine Halbwertsbreite der Reflexionsantwort gegeben ist, hängt von der Ausdehnung des Faser-Bragg-Gitters 506 längs der Sensorfaser ab. Die Lichtausbreitung innerhalb der Sensorfaser bzw. des Lichteiters 212 ist somit durch die Wirkung des Faser-Bragg-Gitters 506 beispielsweise abhängig von Kräften, Momenten und mechanischen Spannungen sowie Temperaturen, mit der die Sensorfaser, d.h. die optische Faser und insbesondere das Faser-Bragg-Gitter 506 innerhalb der Sensorfaser beaufschlagt werden.

[0069] Wie in Fig. 5 gezeigt, tritt elektromagnetische Strahlung 14 oder Primärlicht von links in die optische Faser bzw. den Lichtleiter 212 ein, wobei ein Teil der elektromagnetischen Strahlung 14 als ein transmittiertes Licht 16 mit einem im Vergleich zur elektromagnetischen Strahlung 14 veränderten Wellenlängenverlauf austritt. Ferner ist es möglich, reflektiertes Licht 15 am Eingangsende der Faser (d.h. an dem Ende, an welchem auch das elektromagnetische Strahlung 14 eingestrahlt wird) zu empfangen, wobei das reflektierte Licht 15 ebenfalls eine modifizierte Wellenlängenverteilung aufweist. Das optische Signal, das zur Detektion und Auswertung verwendet wird, kann gemäß den hier beschriebenen Ausführungsformen durch das reflektieret Licht, durch das transmittierte Licht, sowie eine Kombination der beiden zur Verfügung gestellt werden.

[0070] In einem Fall, in dem die elektromagnetische Strahlung 14 bzw. das Primärlicht in einem breiten Spektralbereich eingestrahlt wird, ergibt sich in dem transmittierten Licht 16 an der Stelle der Bragg- Wellenlänge ein Transmissionsminimum. In dem reflektierten Licht ergibt sich an dieser Stelle ein Reflexionsmaximum. Eine Erfassung und Auswertung der Intensitäten des Transmissionsminimums bzw. des Reflexionsmaximums, oder von Intensitäten in entsprechenden Wellenlängenbereichen erzeugt ein Signal, das im Hinblick auf die Längenänderung der optischen Faser bzw. des Lichtleiters 212 ausgewertet werden kann und somit auf Kräfte bzw. Vibrationen Aufschluss gibt. [0071] Fig. 6 zeigt ein typisches Messsystem zur Auswertung von faseroptischen u.a. Beschleunigungssensoren. Das System weist eine Quelle 602 für elektromagnetische Strahlung, zum Beispiel eine Primärlichtquelle, auf. Die Quelle dient zur Bereitstellung von optischer Strahlung mit welcher mindestens ein faseroptisches Sensorelement eines Sensors, zum Beispiel eines Beschleunigungssensors, bestrahlt werden kann. Zu diesem Zweck ist eine optische Übertragungsfaser bzw. ein Lichtleiter 603 zwischen der Primärlichtquelle 602 und einem ersten Faserkoppler 604 bereitgestellt. Der Faserkoppler koppelt das Primärlicht in die optische Faser bzw. dem Lichtleiter 212. Die Quelle 602 kann zum Beispiel eine Breitbandlichtquelle, ein Laser, eine LED (light emitting diode), eine SLD (Superlumineszenzdiode), eine ASE-Lichtquelle (Amplified Spontaneous Emission- Lichtquelle) oder ein SOA (Semiconductor Optical Amplifier) sein. Es können für hier beschriebene Ausführungsformen auch mehrere Quellen gleichen oder unterschiedlichen Typs (s.o.) verwendet werden.

[0072] Das faseroptische Sensorelement 610, wie zum Beispiel ein Faser-Bragg-Gitter (FBG) oder ein optischer Resonator, ist in eine Sensorfaser integriert bzw. an die Sensorfaser optisch angekoppelt. Das von den faseroptischen Sensorelementen zurückgeworfene Licht wird wiederum über den Faserkoppler 604 geleitet, welcher das Licht über die Übertragungsfaser 605 einen Strahlteiler 606 leitet. Der Strahlteiler 606 teilt das zurückgeworfene Licht zur Detektion mittels eines ersten Detektors 607 und eines zweiten Detektors 608. Hierbei wird das auf dem zweiten Detektor 608 detektierte Signal zunächst mit einem optischen Kantenfilter 609 gefiltert.

[0073] Durch den Kantenfilter 609 kann eine Verschiebung der Braggwellenlänge am FBG bzw. eine Wellenlängenänderung durch den optischen Resonator detektiert werden. Im Allgemeinen kann ein Messsystem, wie es in Fig. 6 dargestellt ist, ohne den Strahlteiler 606 bzw. den Detektor 607 zur Verfügung gestellt sein. Der Detektor 607 ermöglicht jedoch eine Normierung des Messsignals des Beschleunigungssensors in Bezug auf anderweitige Intensitätsfluktuationen, wie zum Beispiel Schwankungen der Intensität der Quelle 602, Schwankungen durch Reflexionen an Schnittstellen zwischen einzelnen Lichtleitern, oder andere Intensitätsschwankungen. Diese Normierung verbessert die Messgenauigkeit und reduziert die Abhängigkeit von Messsystemen von der Länge der zwischen der Auswerteeinheit und dem faseroptischen Sensor zur Verfügung gestellten Lichtleiter. [0074] Insbesondere bei der Verwendung von mehreren FBGs können zusätzliche optische Filtereinrichtungen (nicht dargestellt) für die Filterung des optischen Signales bzw. Sekundärlichts verwendet werden. Eine optische Filtereinrichtung 609 bzw. zusätzliche optische Filtereinrichtungen können einen optischen Filter umfassen, der gewählt ist aus der Gruppe, welche besteht aus einem Dünnschichtfilter, einem Faser-Bragg-Gitter, einem LPG, einem Arrayed-Waveguide-Grating (AWG), einem Echelle-Gitter, einer Gitteranordnung, einem Prisma, einem Interferometer, und jedweder Kombination davon.

[0075] Obwohl die vorliegende Erfindung vorstehend anhand typischer Ausführungsbeispiele beschrieben wurde, ist sie darauf nicht beschränkt, sondern auf vielfältige Weise modifizierbar. Auch ist die Erfindung nicht auf die genannten Anwendungsmöglichkeiten beschränkt. Es sei ferner an dieser Stelle darauf hingewiesen, dass die hierin beschriebenen Aspekte und Ausführungsformen angemessen miteinander kombinierbar sind, und dass einzelne Aspekte dort weggelassen werden können, wo es im Rahmen des fachmännischen Handelns sinnvoll und möglich ist. Abwandlungen und Ergänzungen der hierin beschriebenen Aspekte sind dem Fachmann geläufig.