BESCHREIBUNG

TECHNISCHES GEBIET

Die vorliegende Offenbarung bezieht sich auf Verfahren zur Steuerung einer Windenergieanlage und auf Windenergieanlagen. Insbesondere beziehen sich Verfahren gemäß der vorliegenden Offenbarung auf eine Steuerung einer Windenergieanlage, wobei zumindest eine Dehnung im Bereich einer Blattwurzel eines Rotorblatts der Windenergieanlage gemessen wird. Weiterhin beziehen sich Verfahren der vorliegenden Offenbarung auf ein Verändern eines Pitchwinkels eines Rotorblatts der Windenergieanlage, wobei insbesondere eine Überlastung eines Generators und/oder eines Umrichters der Windenergieanlage verhindert wird.

KURZE BESCHREIBUNG DER ZEICHNUNGEN

Eine Windenergieanlage wandelt Windenergie in elektrische Energie um. Der Wind übt eine Kraft auf zumindest ein Rotorblatt eines Rotors der Windenergieanlage aus, so dass kinetische Energie des Windes in kinetische Rotationsenergie des Rotors umgewandelt wird. Der Rotor treibt einen elektrischen Generator an, der elektrische Energie in ein Elektrizitätsnetz einspeist. Der Generator erzeugt typischerweise eine Wechselspannung.

Die Kraft des Windes auf das Rotorblatt variiert mit der Zeit, zum Beispiel in Abhängigkeit von Windböen, der Windstärke und der Windrichtung. Dadurch variiert sowohl die generierte elektrische Leistung als auch die Frequenz der vom Generator erzeugten elektrischen Spannung und/oder des vom Generator erzeugten elektrischen Stroms.

Mit Hilfe eines Umrichters ist es möglich eine Spannung/ein Strom mit konstanter Frequenz in das elektrische Netz einzuspeisen ausgehend von der Spannung/dem Strom mit variabler Frequenz der vom Generator der Windenergieanlage erzeugt wird. Zum Beispiel kann die vom Generator erzeugte Wechselspannung mit variabler Frequenz im Umrichter in eine Gleichspannung umgewandelt werden, wobei ein Energiespeicher, wie ein Kondensator, elektrische Energie zwischenspeichert basierend auf der Gleichspannung, die wiederrum im Umrichter benutzt wird, um zum Beispiel eine Ausgangspannung/ein Ausgangstrom mit konstanter Frequenz zu liefern.

Der Umrichter kann nahezu die gesamte elektrische Energie des Generators mit der variablen Frequenz aufnehmen, Energie in dem Energiespeicher wie zum Beispiel den Kondensator Zwischenspeichern basierend auf der erzeugten Gleichspannung und elektrische Energie ins Netz einspeisen mit der Erzeugung von Wechselstrom mit konstanter Frequenz.

In einem doppelt gespeisten Asynchrongenerator kann der Umrichter ausgebildet sein, um ein Teil der vom Generator erzeugten Energie in das Netz einzuspeisen oder auch um teilweise Energie hin zum Generator zu leiten. Die gesamte Ausgangspannung/der gesamte Ausgangsstrom der Windenergieanlage am Netzanschluss ist eine Kombination der vom Generator erzeugten Spannung/des vom Generator erzeugten Stromes mit einem vom Umrichter erzeugten Spannung/einen vom Umrichter erzeugten Strom, so dass eine konstante Frequenz am Netzeinspeisungspunkt gewährleistet werden kann.

Mit Verwendung von doppelt gespeisten Asynchrongeneratoren kann der Umrichter kleiner dimensioniert sein, da nur ein Teil der Gesamtenergie und Gesamtleistung über den Umrichter fließt.

Im Falle von Windböen und/oder starkem Wind kann der Umrichter und/oder der Generator der Windenergieanlage überlastet werden. Zu starker Wind und/oder eine zu starke Windböe verursacht einen Anstieg der kinetischen Energie des Rotors der Windenergieanlage der wiederrum einen Anstieg der generierten elektrischen Leistung des Generators verursachen kann. Dies kann den Generator der Windenergieanlage beschädigen. Falls die vom Generator erzeugte elektrische Leistung einen Grenzwert überschreitet, kann auch der Umrichter beschädigt werden, zum Beispiel wenn zu hohe Ströme in Halbleiterelemente des Umrichters fließen. Die kinetische Energie des Rotors und/oder die kinetische Leistung, die vom Rotor zum elektrischen Generator übertragen wird, und/oder die vom Generator erzeugte elektrische Leistung und/oder die Leistung, die über den Umrichter fließt, müssen daher begrenzt werden, um Schäden zu vermeiden. Eine Begrenzung der genannten Leistungen kann zum Beispiel durch eine Einstellung eines Pitchwinkels eines Rotorblatts erfolgen.

Durch Einstellung des Pitchwinkels kann die Kraft, die der Wind auf das Rotorblatt ausübt verringert werden, so dass die übertragene kinetische Leistung verringert wird. Dadurch verringert sich die kinetische Drehleistung des Rotors und der Generator generiert weniger elektrische Leistung. Dies verhindert die Überlastung des Generators und/oder des Umrichters.

Wenn der Pitchwinkel zu spät eingestellt wird, kann unter Umständen eine Überlastung nicht mehr verhindert werden.

Wenn der Pitchwinkel zu früh eingestellt wird kann unter Umständen Windleistung verloren gehen, die in elektrische Leistung hätte umgewandelt werden können.

Es besteht daher die Notwendigkeit, Verfahren zu verbessern, um einen Pitchwinkel des Rotorblatts möglichst optimal zu verändern, so dass insbesondere eine Überlastung des Generators und/oder des Umrichters effektiv verhindert wird, ohne dass unnötig Windleistung verloren geht, die noch hätte von der Windenergieanlage in elektrische Leistung umgewandelt werden können, und/oder ohne einen Schaden am Generator und/oder Rotorblatt zu verursachen.

ZUSAMMENFASSUNG

Gemäß einer Ausführungsform ist ein Verfahren zur Steuerung einer Windenergieanlage mit einem Rotor mit zumindest einem Rotorblatt offenbart, das Verfahren umfassend: Messen einer Dehnung des zumindest einen

Rotorblatts; Verändern eines Pitchwinkels des zumindest einen Rotorblatts zumindest teilweise basierend auf der gemessenen Dehnung des zumindest einen Rotorblatts; wobei das Messen der Dehnung des zumindest einen Rotorblatts zumindest eine Dehnung im Bereich einer Blattwurzel des Rotorblatts misst. Gemäß einer weiteren Ausführungsform ist eine Windenergieanlage offenbart, die umfasst: einen Sensor zur Messung einer Dehnung zumindest eines Rotorblatts der Windenergieanlage; eine Steuerungseinheit, die ausgelegt ist, um ein Pitchwinkel des zumindest eines Rotorblatts zu verändern, zumindest teilweise basierend auf eine durch den Sensor gemessene Dehnung des zumindest eines Rotorblatts; und wobei die Steuerungseinhet gemäß dem obigen Verfahren die Windenergieanlage steuert

Weitere Ausführungsformen, Details und Vorteile werden gemäß den abhängigen Ansprüchen, der weiteren Beschreibung und den Figuren offenbart. KURZE BESCHREIBUNG DER ZEICHNUNGEN

FIG. 1 zeigt eine Windenergieanlage gemäß Ausführungsformen der vorliegenden Offenbarung.

FIG. 2 zeigt ein Verfahren zur Steuerung einer Windenergieanlage gemäß der vorliegenden Offenbarung. BESCHREIBUNG VON AUSFÜHRUNGSFORMEN

Eine Windenergieanlage wandelt kinetische Energie des Windes in elektrische Energie um, beziehungsweise kinetische Leistung in elektrische Leistung. Leistung ist als aufgewendete Energie pro Zeiteinheit zu verstehen beziehungsweise als zeitliche Ableitung der Energie. FIG. 1 zeigt eine Windenergieanlage gemäß Ausführungsformen der vorliegenden Offenbarung.

Die Windenergieanlage 10 umfasst zumindest ein Rotorblatt, der ein Rotor 14 antreibt. Der Wind stößt mit dem Rotorblatt 17 zusammen und dadurch wirkt eine Kraft auf das Rotorblatt, die ein Drehmoment des Rotors verursacht. Dadurch werden der Rotor 14 und das Rotorblatt 17 beschleunigt, bis durch ein entgegengesetztes Drehmoment ein Gleichgewicht entsteht. Dieses entgegengesetzte Drehmoment kann ein Drehmoment eines elektrischen Generators 16 sein, der kinetische Drehenergie in elektrische Energie umwandelt, und/oder ein durch Reibung verursachtes Drehmoment.

Eine Windenergieanlage 10 kann einen Umrichter 12 beinhalten, der insbesondere dazu dient, einen elektrischen Wechselstrom mit konstanter Frequenz zu ermöglichen/erzeugen, basierend auf der vom Generator 16 erzeugten elektrischen Wechselstrom/Wechselspannung, der/die keine konstante Frequenz aufweist, da der Wind keine konstante Drehzahl des Rotors 14 verursacht.

Eine Windenergieanlage 10 kann auch einen Windmesser (Anemometer) 11 beinhalten und/oder eine Steuerungsanlage 13, die insbesondere einen Pitchwinkel des Rotorblatts 17 steuern oder regen kann. Durch Einstellung des Pitchwinkels des Rotorblatts 17 ist es möglich, die Kraft zu variieren, die der Wind auf das Rotorblatt ausübt. Dadurch wird das vom Wind erzeugte Drehmoment des Rotorblatts verändert.

Ebenso kann ein Drehmoment des Generators 16 und/oder ein Übertragungsverhältnis der Drehzahl von dem Rotor 14 zum Generator 16, zum Beispiel mit Einstellung eines Getriebes, verändert werden.

Für eine gegebene Windgeschwindigkeit ist die gewinnbare elektrische Leistung beschränkt. Bei zu hohen Windgeschwindigkeiten kann die Windturbine Schaden nehmen. Zum Beispiel kann der Generator mit kinetischer Leistung überlastet werden und/oder der Umrichter mit elektrischer Leistung, wobei Überlastung des Umrichters/Generators in der vorliegenden Offenbarung bedeutet, dass eine maximale nominale Leistung überschritten wird, entweder hin zum Umrichter/Generator und/oder ausgehend vom Umrichter/Generator.

Die Windenergieanlage 10, gemäß Ausführungsformen der vorliegenden Offenbarung, umfasst zumindest einen Dehnungssensor 15 in einer Blattwurzel eines Rotorblattes 17.

Befindet sich eine Windenergieanlage 10 währen einer Starkwindphase im Vollastbetrieb, kann eine aufkommende Überlast in Form einer Windböe mit erhöhter Windgeschwindigkeit zu einer Beschädigung des Umrichters 12 führen. Wenn die Regelung der Anlage zu spät auf die Überlast reagiert, kann die erzeugte elektrische Energie des Generators 16 im Umrichter 12 nicht mehr richtig verarbeitet werden. Die Folge ist der kurzzeitige Betrieb des Umrichters jenseits seiner Leistungsparameter und dessen Beschädigung. Die Folge ist der Ausfall der Windenergieanlage bis zur Behebung des Schadens. Flohe Kosten und ein Verlust von elektrischer Energie sind eine Folge.

Eine Überlastung des Generators und/oder des Umrichters einer Windenergieanlage tritt auf, wenn zu viel kinetische Leistung von dem Rotor an den Generator geliefert wird beziehungsweise wenn zu viel elektrische Leistung durch den Umrichter fließt, die zum Beispiel eine maximal zulässige Nennleistung überschreitet.

Zum Beispiel wenn die Windintensität zu stark ist oder eine zu starke Windböe auftritt, kann die Drehleistung des Rotors stark ansteigen, was gegebenenfalls in sehr kurzer Zeit zu einem Anstieg der vom Generator generierten elektrischen Leistung führen kann, wodurch der Generator beschädigt werden kann und/oder der Umrichter beschädigt werden kann, zum Beispiel indem zu hohe Ströme in Halbleiterelementen des Umrichters fließen, die zum Beispiel einen maximalen Nennstrom der Halleiterelemente überschreiten.

Eine konventionelle Regelung der Anlage basierend auf der Leistungskurve der Anlage vergleicht die aktuell erzeugte Leistung mit einer hinterlegten Referenzkurve. Die Windenergieanlage wird durch Varianz der Pitchwinkel der Rotorblätter in einen stabilen Zustand gesteuert. Diese Regelung kann eine Überlast nicht effektiv verhindern, da die Varianz der Pitchwinkel einige Zeit benötigt, in der die Leistung weiter ansteigen kann, wodurch der Umrichter Schaden nehmen kann.

Um die Überlastung des Umrichters und/oder des Generators zu verhindern oder vorzubeugen, ist es nicht ausreichend die elektrische Leistung des Generators zu beobachten und zu messen. Es ist auch nicht ausreichend zum Beispiel eine kinetische Energie und/oder eine zeitliche Ableitung davon, zum Beispiel eine kinetische Energie oder Leistung des Rotors, zu beobachten und zu messen. Falls nämlich ein Anstieg gemessen wird, der auf eine Überlastung hindeutet, ist es nicht mehr möglich zeitnah den Pitchwinkel zu verstellen, um die Überlastung noch effektiv verhindern zu können.

Wenn nämlich ein Leistungsanstieg am Generator oder am Rotor gemessen wird, würde ein Verstellen des Pitchwinkels des Rotorblatts und/oder ein Abbremsen des Rotors erst nach einiger Zeit zu einer effektiven Verringerung der vom Wind aufgenommenen kinetischen Leistung führen und daher erst nach einiger Zeit zu einer effektiven Leistungsreduktion am Generator und/oder am Umrichter führen. Bevor die Leistungsreduktion effektiv eintritt, kann ein Schaden am Umrichter oder am Generator nicht ausgeschlossen werden, zum Beispiel wenn ein weiteres Ansteigen der Windintensität die Leistung weiterhin ansteigen lässt noch während der Pitchwinkel eingestellt wird.

Eine Überlastung kann auch nicht effektiv verhindert werden, indem man die Windintensität misst. Zum einen sind lokale Messungen, zum Beispiel durch einen Anemometer der Windturbine, fehlerbehaftet. Außerdem kann das Feld der Windintensität in der Nähe der Windturbine irregulär bzw. turbulent sein, so dass eine lokale beziehungsweise punktuelle Windmessung nicht geeignet ist, um effektive Rückschlüsse auf die Leistung zu ziehen, die vom Wind an den Rotor der Windenergieanlage übertragen wird, insbesondere beim Auftreten starker Windböen, die sich rasch verändern. Eine Messung des ganzen Windfeldes, zum Beispiel mit einem LIDAR, in der Nähe der Windenergieanlage ist aufwendig und Rückschlüsse auf eine mögliche Überlastung sind nur indirekt durch Berechnungen und Auswertungen der gemessenen Daten möglich.

Eine Messung des Windfeldes in einer größeren Entfernung, zum Beispiel durch einem entfernteren LIDAR eines Windparks, in dem die Windturbine angeordnet ist, ist ebenfalls unzuverlässig, da insbesondere bei starken Böen die Windintensität und Windrichtung lokal stark abweichen können beziehungsweise nicht genau durch die Messung des entfernteren Windfeldes bestimmt werden können. Es ist daher notwendig einen Anstieg der vom Wind auf den Rotor übertragenen Windleistung zu messen oder zu detektieren, insbesondere um eine Überlastung des Umrichters oder des Generators effektiv zu verhindern, insbesondere ohne einen Windmesser, Anemometer oder LIDAR zu verwenden.

Ein Anstieg der vom Wind an den Rotor transferierten kinetischen Leistung führt zu einer Durchbiegung des Rotorblattes, da das zumindest teilweise elastische Rotorblatt einer größeren Kraft ausgesetzt ist. Dieser Durchbiegung führt zu einer Verzerrung des Rotorblatts insbesondere im Bereich einer Blattwurzel des Rotorblatts.

Das Biegemoment ist proportional zur gemessenen Dehnung. Wenn ein Sprung in der Dehnung stattfindet, ändert sich auch das Biegemoment Sprunghaft.

Die Elastizität des Rotorblatts bewirkt eine Verzögerung zwischen der Dehnung und einer starken Beschleunigung des Rotors. Wenn die Dehnung ein Schwellwert überschreitet ist es gemäß der vorliegenden Offenbarung möglich schnell einzugreifen. Ein Schaden zum Beispiel am Umrichter/Generator kann verhindert werden. Ohne Eingriff kann ein Schaden schon nach 5s durch Überlastung und Beschädigung des Umrichters auftreten. Das Rotorblatt kann in 3s verstellt werden, aber schon nach Beginn der Verstellung fällt die Leistung rapide ab und der Schaden/die Überlastung wird zeitnah verhindert.

Das Messen der Durchbiegung des Rotorblatts ermöglicht, effektiv einen Anstieg der kinetischen Leistung und Energie des Rotors zu messen beziehungsweise in Hinblick auf die Elastizität des Rotorblattes vorherzubestimmen und/oder zu detektieren und ermöglicht dadurch, einer Überlastung des Umrichters oder des Generators effektiv vorzubeugen.

Insbesondere findet wegen der Masseträgheit des Rotors/Rotorblattes die Durchbiegung des Rotorblatts schon dann statt, wenn die Windintensität ansteigt und die auf das Rotorblatt einwirkende Windkraft dadurch ansteigt, noch bevor die elektrische Leistung am Generator signifikant ansteigt.

Durch den Einsatz von zumindest einem Dehnungssensor 15 im Bereich der Blattwurzel kann ein Überlastfall früher erkannt werden. Aufgrund der Masseträgheit des Rotors erfolgt eine erhöhte Durchbiegung der Rotorblätter, noch bevor der Rotor beschleunigt und die aufgenommene Energie an den Generator überträgt. Nutzt man die durch den zumindest einen Dehnungssensor 15 gewonnene Information, kann die Anlage frühzeitig die Pitchwinkel der Rotorblätter verändern und so der Aufnahme der Überlast Vorbeugen.

Dehnungssensoren, wie der Dehnungssensor 15, sind in der Lage die erhöhte Durchbiegung der Rotorblätter zu erfassen, noch bevor der Rotor selbst beschleunigt und die Energie/Leistung an den Generator abgibt. Damit erfasst die Sensorik im Rotorblatt den auftretenden kritischen Zustand noch vor dem Auftreten der Überlastung. Bisherige Verfahren greifen dagegen erst beim Eintritt der Überlastung und oder bei einer Erhöhung der Leistung am Generator. Durch den Einsatz von Dehnungssensoren zur Überlastverhinderung, können also mehr Schäden auf den Windenergieanlagen verhindert werden.

Durch die Nutzung von Dehnungssensoren kann eine auftretende Überlast erkannt werden, noch bevor die Energie in das System der Windenergieanlage eingeleitet wird. Dadurch können Maßnahmen zur Schadensverhinderung auch noch vor dem Eintreten des Problems eingeleitet werden. Die Regelung des Systems wird dadurch nicht mehr rein reaktiv auf bereits eingeleitete Energie, sondern vielmehr präventiv möglich.

Durch die Verwendung von Signalen die zeitlich früher anfallen als der kritische Zustand selbst, wie zum Beispiel Signale einer Durchbiegung des Rotorblattes, erhöht sich das Zeitfenster zum Einleiten von Maßnahmen zur Schadensvermeidung. Die vorliegende Offenbarung kann auf jede Windenergieanlage angewendet werden, ohne in die Sicherheitskette einzugreifen.

Zum Beispiel kann ein Schwellwert für die Dehnungssensoren festgelegt werden. Bei Überschreitung des Schwellwertes kann die Windenergieanlage entweder stoppen oder kurzfristig in einen reduzierten Betriebszustand überführt werden.

Die vorliegende Offenbarung misst beziehungsweise detektiert ein Anstieg der Windstärke/Windgeschwindigkeit zeitlich verzögert bevor der Anstieg die Überlast ohne Maßnahmen einleiten würde. Die zeitliche Verzögerung ist ausreichend, um durch ein Verstellen eines Pitchwinkels die ansonsten eintreffende Überlast effektiv zu verhindern. Die zeitliche Verzögerung ist beispielsweise durch die Masseträgheit des Rotors verursacht.

Eine Ausführungsform der vorliegenden Offenbarung ist ein Verfahren 200 (siehe Figure 2) zur Steuerung einer Windenergieanlage mit einem Rotor mit zumindest einem Rotorblatt, das Verfahren umfasst: Messen 210 einer Dehnung des zumindest einen Rotorblatts; Verändern 220 eines Pitchwinkels des zumindest einen Rotorblatts zumindest teilweise basierend auf der gemessenen Dehnung des zumindest einen Rotorblatts; wobei das Messen der Dehnung des zumindest einen Rotorblatts zumindest eine Dehnung im Bereich einer Blattwurzel des Rotorblatts misst.

Gemäß eine Ausführungsform detektiert das Messen der Dehnung des zumindest einen Rotorblatts eine Durchbiegung des zumindest einen Rotorblatts, die eine zeitnahe zukünftige Beschleunigung des Rotors ankündigt.

Die Durchbiegung ist insbesondere eine Dehnung des Rotorblatts, zum Beispiel an der Blattwurzel des Rotorblatts, die einen vorherbestimmten Schwellwert überschreitet. Nicht jede Dehnung ist also als Durchbiegung zu werten, sondern eine Dehnung die einen Schwellwert überschreitet.

Gemäß einer Ausführungsform erfolgt ein Verändern des Pitchwinkels des zumindest einen Rotorblatts, sobald die Durchbiegung detektiert wird, um die zeitnahe zukünftige Beschleunigung des Rotors zu verhindern.

Gemäß einer Ausführungsform verhindert das Verändern des Pitchwinkels eine Überlastung eines Generators und/oder eines Umrichters der Windenergieanlage, indem eine Leistung, die vom Rotorblatt an den Generator und/oder den Umrichter übertragen wird, beschränkt bleibt.

Sobald also die Durchbiegung detektiert/bestim mt/erfasst wird, also zum Beispiel sobald die Dehnung einen vorbestimmten Schwellwert überschreitet, wird der Pitchwinkel des Rotorblatts verändert, um eine zeitnahe zukünftige Beschleunigung des Rotors zu verhindern, insbesondere um eine Überlastung des Umrichters und/oder des Generators zu verhindern, in dem die Leistung beschränkt bleibt, die vom Rotorblatt an den Umrichter und/oder an den Generator übertragen wird.

Während eines normalen Betriebes einer Windenergieanlage ist eine Dehnung des Rotorblattes normal und auch eine Beschleunigung des Rotorblattes ist Teil eines normalen Betriebes einer Windenergieanlage.

Wenn Wind mit einer bestimmten Windgeschwindigkeit auf ein ruhendes Rotorblatt eintrifft, wird das Rotorblatt gedehnt und eine Beschleunigung des Rotors setzt ein. Die Beschleunigung ist eine Winkelbeschleunigung des Rotors, verursacht durch das Drehmoment des Rotors, der durch die einwirkende Kraft des Windes verursacht wird. Der Rotor wird gleichzeitig gebremst, durch ein entgegenwirkendes Drehmoment des Generators und/oder durch Reibung. Mit zunehmender Winkelgeschwindigkeit des Rotors bei konstant bleibender Windgeschwindigkeit nimmt der durch den Wind verursachte Drehmoment ab, da eine relative Geschwindigkeit/Bewegung des Windes hin zur Oberfläche des Rotorblatts abnimmt. Wenn ein Gleichgewicht zwischen dem Drehmoment, der durch den Wind verursacht wird, und dem Drehmoment, der durch den Generator und/oder Reibung verursacht wird, entsteht, dann bleibt die

Winkelgeschwindigkeit des Rotors konstant und kinetische Leistung fließt vom Wind an den Generator, der elektrische Leistung erzeugt.

Im Normalbetrieb bleibt also die Dehnung des Rotorblattes, zum Beispiel die Dehnung der Wurzel des Rotorblattes, beschränkt.

Eine zu hohe Windgeschwindigkeit, wie zum Beispiel bei einer Windböe in einem Sturm, würde eine höhere Dehnung des Rotorblattes und/oder der Rotorblattwurzel verursachen, und ein Gleichgewicht der Drehmomente würde bei einem höheren Drehmoment des Generators entstehen, wodurch eine höhere elektrische Leistung vom Generator generiert würde, die zum Beispiel den Umrichter beschädigen könnte und/oder den Generator selbst beschädigen könnte. Wenn also die Dehnung des Rotorblatts beziehungsweise der Blattwurzel einen Schwellwert überschreitet, dann ist ohne Maßnahmen zu ergreifen, eine zukünftige Überlastung des Umrichters und/oder Generators abzusehen. Bei Überschreitung des Schwellwertes, tritt die Überlastung umso schneller ein, je mehr der Schwellwert überschritten ist.

Der Schwellwert kann zum Beispiel als Supremum der Menge der Dehnungen definiert werden, für die bei Eintritt des zukünftigen Gleichgewichts der Drehmomente des Windes und des Generators auf den Rotor, eine Maximalnennleistung des elektrischen Generators und/oder eine Maximalnennleistung die durch den Umrichter fließt nicht überschritten werden, insbesondere so dass kein Schaden am Umrichter und/oder Generator entsteht.

Der Schwellwert kann auch von einer aktuellen Drehzahl des Rotors abhängig sein. Zum Beispiel kann eine hohe Dehnung des Rotorblatts bei hoher Drehzahl kritischer sein als beim Stillstand des Rotors oder bei niedriger Drehzahl, da eine hohe Dehnung bei hoher Drehzahl auf einen weiteren Anstieg einer schon hohen Leistung deuten.

Eine Überschreitung des Schwellwertes ist also eine Durchbiegung des Rotorblattes im Sinne dieser Offenbarung. Eine Durchbiegung findet also immer dann statt, wenn die Dehnung den Schwellwert übersteigt, wobei der Schwellwert entweder konstant ist oder eine Funktion der aktuellen Drehzahl des Rotors ist, gegebenenfalls in Abhängigkeit weiterer Parameter der Windenergieanlage, wie zum Beispiel ein Drehmoment des Generators und/oder ein Übertragungsverhältnis der Drehzahl zwischen Rotor und Generator, einer elektrischen Last, usw. Gemäß einer Ausführungsform wird das Messen der Dehnung mit einem faseroptischen Dehnungssensor 15 durchgeführt, der in der Blattwurzel des zumindest einen Rotorblatts angeordnet ist und der insbesondere einen Faser- Bragg-Gitter beinhaltet. Gemäß einer Ausführungsform wird eine Dehnung für alle Rotorblätter des Rotorblattes gemessen und das Verändern des Pitchwinkels basiert insbesondere auf die gemessene Dehnung aller Rotorblätter.

Gemäß einer Ausführungsform basiert das Verändern des Pitchwinkels zusätzlich auf eine Leistung und/oder einer Drehgeschwindigkeit des Rotors.

Zum Beispiel kann der Schwellwert der Dehnung der Blattwurzel und entsprechend auch das Detektieren der Durchbiegung des Rotorblattes abhängig von der Drehgeschwindigkeit des Rotors sein.

Zum Beispiel kann der Schwellwert der Dehnung der Blattwurzel und entsprechend das Detektieren der Durchbiegung des Rotorblattes unabhängig von der Drehgeschwindigkeit des Rotors sein, aber das Verändern des Pitchwinkels basiert zumindest teilweise auf eine Leistung und/oder eine Drehgeschwindigkeit des Rotors. Zum Beispiel kann der Betrag der Veränderung des Pitchwinkels größer sein, falls eine höhere Leistung und/oder eine höhere Drehgeschwindigkeit des Rotors vorliegt, bei gleichbleibender Durchbiegung, also bei Überschreitung eines konstanten Schwellwertes der Dehnung der Blattwurzel des Rotorblattes.

Gemäß einer Ausführungsform, basiert das Verändern des Pitchwinkels zusätzlich auf eine gemessene Windgeschwindigkeit, insbesondere auf eine durch einen Anemometer oder Lidar gemessene Windgeschwindigkeit.

Das Detektieren der Durchbiegung und/oder das Überschreiten des Schwellwertes kann somit mit zusätzlichen Messungen ergänzt werden, um eine Voraussagekraft der Überlastung zu verbessern. Es kann somit differenziert werden, ob einmalig ein kurzer Windstoß das Rotorblatt trifft oder wiederholt heftige Windstöße zu erwarten sind. Somit kann eine differenziertere Entscheidung getroffen werden, ob zum Beispiel die Windenergieanlage heruntergeregelt oder gestoppt werden soll.

Gemäß einer Ausführungsform bemisst das Messen der Dehnung eine Dehnung zwischen einem ersten Punkt und einem entfernten zweiten Punkt am Rotorblatt, zwischen welche eine optische Faser eingespannt ist, die zum Beispiel einen Faser-Bragg-Gitter beinhaltet. Einige Ausführungsformen beziehen sich auf eine Windenergieanlage umfassend: ein Sensor zur Messung einer Dehnung zumindest eines Rotorblatts der Windenergieanlage; Eine Steuerungseinheit, die ausgelegt ist, um ein Pitchwinkel des zumindest eines Rotorblatts zu verändern, zumindest teilweise basierend auf eine durch den Sensor gemessene Dehnung des zumindest eines Rotorblatts; und wobei die Steuerungseinhet gemäß Verfahren der vorliegenden Offenbarung die Windenergieanlage steuert.

Einige Ausführungsformen betreffen ein Windpark mit zumindest einer Windenergieanlage gemäß der vorliegenden Offenbarung.

Die Verwendung von Glasfasersensoren, wie zum Beispiel Faser-Bragg-Gitter Sensoren ermöglichen den Einbau der Dehnungssensoren im Bereich der Blattwurzel. Dies ermöglicht insbesondere eine verbesserte Steuerung der einzelnen Windenergieanlage.

Sobald eine Dehnung einen Schwellwert überschreitet kann die Anlage gestoppt oder zeitnah gesteuert werden, um einen Schaden effektiv und vorteilhaft zu vermeiden, zum Beispiel um eine Überlastung eines Umrichters und/oder Generators der Windenergieanlage zu vermeiden. Ein Präventives Eingreifen wird ermöglicht, wohingegen im Stand der Technik erst auf bereits eingeleitete Energie reaktiv reagiert wird.

Die vorliegende Offenbarung ermöglicht eine effektive und kostengünstige Steuerung jeder einzelnen Windturbine, insbesondere um Schäden an der einzelnen Windturbine zu verhindern.

Die Dehnungssensoren, insbesondere die Faser-Bragg-Gitter Sensoren sind robust und langlebig, preiswert und leicht anzubringen.

Eine Überlastung und/oder ein Schaden zum Beispiel am Umrichter/Generator kann effektiv verhindert werden ohne einen Lidar zu benutzen. Ein Lidar ist mit erheblichen Kosten verbunden und ein Lidar für jede einzelne Windenergieanlage zu installieren ist aufwendig und kostenintensiv. Ein Lidar kann außerdem ungenau sein, da dieser räumlich entfernte Winddaten erfasst, wohingegen die tatsächlichen Lokalen Windverhältnisse chaotisch und schwer zu bestimmen sein können. Die Messung der Dehnung im Bereich der Blattwurzel gemäß der vorliegenden Offenbarung ist dagegen genau, effektiv, in Echtzeit durchführbar und kostengünstig.

Es kann auch eine Dehnung für jedes einzelne Rotorblatt gemessen werden, wohingegen zum Beispiel ein Anemometer nur einen ungenaue lokale Windmessung für die Windenergieanlage insgesamt durchführen kann. Auch mit einem Lidar kann nicht eine Dehnung einzelner Rotorblätter gemessen oder erfasst werden. Die vorliegende Offenbarung ermöglicht so genauere Rückschlüsse über das Drehmoment des Rotors und/oder impulsive Beschleunigungen des Rotors die zur Überlast führen können und ermöglicht einen effektiven und zeitnahen Eingriff, um die Überlast bzw. Schäden zum Beispiel am Umrichter/Generator zu verhindern.

Die Dehnungssensoren der vorliegenden Offenbarung, zum Beispiel Lichtwellenleitersensoren mit Faser-Bragg-Gitter sind robuster und langlebiger als Anemometer und/oder Lidar-Sensoren.

Die vorliegende Offenbarung benötigt keine komplexen Modelle und/oder Abstraktionen und/oder aufwendige Kalibrierungen. Ein einfacher Vergleich mit einem Schwellwert genügt, um eine genaue Dehnung und/oder Durchbiegung im Wurzelbereich eines einzelnen Rotorblattes zu messen/erfassen, um so effektiv Schäden/Überlastungen zum Beispiel am Umrichter und/oder Generator verhindern zu können.

Ein Anemometer ist selbst nach aufwändiger Kalibrierung ungenau, wohingegen gemäß der vorliegenden Offenbarung eine Kalibrierung nicht erforderlich ist und/oder sehr einfach stattfinden kann. Ein Lidar ist normalerweise nicht Teil einer einzelnen Windturbine. Die Anbringung von Dehnungssensoren ist unproblematisch und kostengünstig insbesondere im Vergleich zur Anbringung eines Lidars.