DE10219664A1 - Windenergieanlage, Regelanordnung für eine Windenergieanlage und Verfahren zum Betreiben einer Windenergieanlage - Google Patents

Abstract

Die Erfindung betrifft eine Windenergieanlage mit einem Turm, einem im Bereich der Spitze des Turms vorzugsweise auf einer bzgl. einer im wesentlichen in Schwererichtung verlaufenden Drehachse drehbar gelagerten Maschinengondel, bzgl. einer im wesentlichen horizontalen Rotorachse drehbar gelagerten und mindestens ein bzgl. der Rotorachse im wesentlichen radial abstehendes Rotorblatt aufweisenden Rotor, einer dem Rotor zugeordneten Sensoreinrichtung zum Erzeugen von Sensorsignalen in Abhängigkeit von der mechanischen Belastung des Rotors und einer die Sensorsignale empfangenden Auswertungseinrichtung, insbesondere Datenverarbeitungseinrichtung, wobei mindestens einem, vorzugsweise jedem Rotorblatt des Rotors mindestens zwei, vorzugsweise paarweise, montierte Sensorelemente zugeordnet sind und die Auswertungseinrichtung zum Ermitteln von den mechanischen Belastungen mindestens eines Rotorblattes darstellenden Auswertungssignalen auf der Grundlage der von den diesem Rotorblatt zugeordneten Sensorelementen erzeugten Sensorsignalen ausgelegt ist.

Description

• Die Erfindung betrifft eine Windenergieanlage mit einem Turm, einem im Bereich der Spitze des Turms, vorzugsweise auf einer bzgl. einer im wesentlichen in Schwererichtung verlaufenden Drehachse drehbar gelagerten Maschinengondel, bzgl. einer im wesentlichen horizontalen Rotorachse drehbar gelagerten und mindestens ein bzgl. der Rotorachse im wesentlichen radial abstehendes Rotorblatt aufweisenden Rotor, einer dem Rotor zugeordneten Sensoreinrichtung zum Erzeugen von Sensorsignalen in Abhängigkeit von der mechanischen Belastung des Rotors und einer die Sensorsignale empfangenden Auswertungseinrichtung, insbesondere Datenverarbeitungseinrichtung, eine Regelanordnung für eine derartige Windenergieanlage und ein Verfahren zum Betreiben einer derartigen Windenergieanlage.
• Große Windenergieanlagen haben mittlerweile Rotordurchmesser von mehr als 80 m, was dazu führt, daß über die Rotorfläche sehr unterschiedliche Windgeschwindigkeiten herrschen können. Im Hinblick auf die Wirtschaftlichkeit dieser Anlagen ist es wünschenswert, Informationen über die Windgeschwindigkeitsverteilung und insbesondere über die Belastung der einzelnen Rotorblätter in die Einstellung der Betriebsparameter der Windenergieanlage bzw. deren Regelung einfließen zu lassen. Dieses "Bladefeedback" genannte Verfahren ist im Stand der Technik beispielsweise in der US 4 297 076 A, der DE 30 09 22 A1 und der PCT/EP98/03776 beschrieben. Bislang scheitert die kommerzielle Anwendung derartiger Verfahren jedoch an hinreichend einfachen, langlebigen und zuverlässigen und somit wirtschaftlichen Meßsystemen.
• Insbesondere bei Offshore-Windenergieanlagen ist das Risiko, daß das komplexe Feedbacksystem ausfällt und somit die Windenergieanlage längere Zeit nicht oder nur mit reduzierter Leistungskennlinie betrieben werden kann, sehr groß, weil der durch derartige Anlagen über ein ganzes Jahr erwirtschaftete Vorteil mit wenigen Tagen Stillstand vernichtet werden kann. In der DE 30 09 922 A1 wird der Einsatz von Dehnmeßstreifen zur Ermittlung der Rotorblattbelastung vorgeschlagen. Diese Dehnmeßstreifen erreichen bislang jedoch nicht annähernd die erforderliche Lebensdauer von 10^8 Lastspielen. Die in dieser Schrift ebenfalls genannten Beschleunigungs- oder Windmeßsensoren müssen im äußeren Bereich der Rotorblätter montiert werden und sind somit schwer zugänglich und stark blitzschlaggefährdet, so daß ein erheblicher Aufwand erforderlich ist, um die gewünschte Lebensdauer von 20 Jahren zu erreichen.
• Des weiteren sind im Stand der Technik Meßverfahren unter Einsatzoptischer Fasern, z. B. die Fibre Bragg Grating Technologie bekannt. Die eigentlichen Bragg Sensorelemente sind bei dieser Technik auf einer einzigen optischen Faser verteilt, die der Länge nach in oder auf dem Rotorblatt befestigt oder auch einlaminiert wird. Durch diese Technik wird einerseits eine Sensorredundanz und andererseits eine näherungsweise Erfassung integraler Größen, wie etwa der Blattdurchbiegung, ermöglicht. Das System ist unempfindlich gegen Blitzschläge und leicht wartbar, da sich die komplexe Auswertungselektronik komplett im Bereich der leicht zugänglichen Rotornabe oder Maschinengondel unterbringen läßt. Bei einem Bruch der optischen Faser fällt aber das ganze System aus. Ferner ist der Einsatz dieser Technologie derzeit noch mit erheblichen Investitionskosten verbunden.
• Schließlich ist aus der DE 198 47 982 C2 auch noch eine einfache Vorrichtung zur Erfassung von Schwingungen bekannt, welche zur qualitativen Erfassung von aeroelastischen Rotorblattschwingungen in der Rotordrehebene vorgesehen ist. Nachteilig ist bei der in der genannten Schrift vorgeschlagenen Vorrichtung jedoch die Tatsache, daß diese Vorrichtung lediglich zur qualitativen Schwingungserfassung eingesetzt werden kann und nicht den erhöhten Anforderungen einer quantitativen Belastungsmessung genügt.
• Angesichts der vorstehend beschriebenen Probleme im Stand der Technik liegt der Erfindung die Aufgabe zugrunde, eine Windenergieanlage mit einem präzisen, genau kalibrierbaren, aber dennoch einfachen, robusten und langlebigen Bladefeedback-System bereitzustellen, welches bei kommerziellen Windenergieanlagen mit geringfügigem Konstruktions- und Montageaufwand eingebaut werden kann, eine Regelanordnung für eine derartige Windenergieanlage zur Verfügung zu stellen sowie ein Verfahren zum Betreiben einer solchen Windenergieanlage anzugeben.
• Gemäß einem ersten Gesichtspunkt dieser Erfindung wird diese Aufgabe durch eine Weiterbildung der bekannten Windenergieanlagen gelöst, die im wesentlichen dadurch gekennzeichnet ist, daß mindestens einem, vorzugsweise jedem Rotorblatt des Rotors mindestens zwei vorzugsweise paarweise montierte Sensorelemente zugeordnet sind und die Auswertungseinrichtung zum Ermitteln von die mechanischen Belastungen mindestens eines Rotorblattes darstellenden Auswertungssignalen auf Grundlage der von den diesem Rotorblatt zugeordneten Sensorelementen erzeugten Sensorsignalen ausgelegt ist.
• Diese Erfindung geht auf die Erkenntnis zurück, daß die Belastungen bei modernen Windenergieanlagen in der Rotorblattwurzel im wesentlichen gekennzeichnet sind durch eine Überlagerung der Biegemomente aus der Aerodynamik (im wesentlichen senkrecht zur Rotorebene, Schlagmoment), Biegemomente aus dem Eigengewicht der Rotorblätter, im wesentlichen in der Rotorebene (Schwenkmoment), Normalkräften resultierend aus dem Eigengewicht und der Zentrifugalkraft (abhängig von der Rotordrehzahl) sowie Kräften und Momenten aus der Dynamik der Rotoren, die insbesondere dann von Wichtigkeit sind, wenn es zu unerwünschten Schwingungen kommt. Zur Verwirklichung eines genau kalibrierbaren Bladefeedback-Systems ist es notwendig, die rotorpositions- und drehzahlabhängigen Normalkräfte, die bei heute üblichen Windenergieanlagen durchaus eine Größenordnung von ca. 10% der gewünschten Meßsignale erreichen können, aus den Sensorsignalen zu kompensieren sowie die Zuverlässigkeit der Sensorik durch Redundanz zu erhöhen. Da Windenergieanlagen in einem großen Temperaturbereich (z. B. -15° bis +50°C) arbeiten können, ist es weiterhin wichtig, die Temperaturabhängigkeit der Sensorik zu kompensieren. Eben diese Anforderungen werden durch die vorzugsweise paarweise Anordnung von mindestens zwei Sensorelementen pro Rotorblatt erfüllt.
• Bei einer bevorzugten Ausführungsform der Erfindung ist eine die Auswertungssignale empfangende Regeleinrichtung vorgesehen, mit der mindestens ein Betriebsparameter der Windenergieanlage, wie etwa die Blattverstellung, die Drehzahl und/oder der Gierwinkel in Abhängigkeit von den Auswertungssignalen eingestellt werden kann. Dabei kann die Blattverstellung durch Änderung des Anstellwinkels (Pitch-Winkel) und/oder unter Benutzung aerodynamischer Hilfsmittel erfolgen.
• Bei einer ersten bevorzugten Ausführungsform der Erfindung sind die Sensorelemente auf im wesentlichen in der interessierenden Balastungsrichtung gegenüberliegenden Seiten des Rotorblattes montiert. In diesem Fall messen die Sensorelemente bei überwiegender Biegebelastung gegenläufige Signale (z. B. Zug und Druck). Werden die Sensorsignale mit der Auswertungseinrichtung einzeln erfaßt, ist es durch Summation bzw. Differenzbildung der Sensorsignale möglich, sowohl das interessierende Biegemoment als auch die im Sinne des Bladefeedback parasitären Einflüsse der Umgebungstemperatur und der Normalkräfte durch Gravitation und Fliehkräfte genau zu quantifizieren. Die ordnungsgemäße Funktion der Sensorik kann sehr genau mittels der vorzugsweise in Form einer Datenverarbeitungsanlage verwirklichten Auswertungseinrichtung überprüft werden, da nach Abzug der parasitären Einflüsse der Sensorelemente und unter Berücksichtigung der konstruktiven Gegebenheiten genau gespiegelte Sensorsignale vorliegen müssen. Ergänzend können die parasitären Einflüsse durch zusätzliche entsprechende Sensorsignale an die Auswertungseinrichtung übermittelnde Sensorelemente zur Erfassung der Temperatur, der Rotordrehzahl und der -position unter Berücksichtigung der Temperaturkurven der Sensorelemente und der konstruktiven Rotorblatteigenschaften (Massenverteilung) auf rechnerischem Wege abgeglichen werden.
• Wenn bei einer üblichen Windenergieanlage mit zwei oder drei Rotorblättern eines der Sensorelemente versagt, wird dieses in Bruchteilen von Sekunden von der Auswertungseinrichtung erkannt und auf den redundanten Betriebsmodus umgeschaltet. Dabei kann das fehlerhafte Sensorelement mit Hilfe der funktionsfähigen Sensorelemente in dem (n) anderen Rotorblatt(-blättern) und der Tatsache, daß die einzelnen Rotorblätter ähnliche Sensorsignale im wesentlichen phasenverschoben (um 180° im Falle des Zweiblattrotors, um 120° bei einem Dreiblattrotor) erzeugen, und/oder mit Hilfe der o. g. zusätzlichen Temperatur-, Drehzahl- und Positionssensoren schnell identifiziert werden. Die Erkennung mittels zusätzlicher Sensorelemente ist auch im Falle des Einblattrotors möglich. Danach werden die Sensorsignale des defekten Sensorelementes ignoriert und die parasitären Einflüsse des bzw. der verbleibenden Sensorelemente auf rechnerischem Wege, entweder durch Auswertung der Temperatur-, Drehzahl- und Positionssensorelemente oder durch rechnerische Transformation der zuvor ermittelten parasitären Einflüsse des (r) anderen Rotorblattes (-blätter) kompensiert. Daher kann die erfindungsgemäß weitergebildete Windenergieanlage auch bei Ausfall eines Sensorelementes weiter betrieben werden, bis das automatisch durch die Fernüberwachung alarmierte Wartungsteam das defekte Sensorelement ausgetauscht hat. Bei einer Dreiblattanlage können so auch bei Ausfall von bis zu drei Sensorelemente für jedes Blatt Signale für das Bladefeedback-System gewonnen werden, solange nicht alle Sensorelemente in einem Blatt versagen. Abhängig von der mit reduzierter Sensorelementanzahl erreichten Signalqualität kann es jedoch erforderlich werden, die Leistungskennlinie zu drosseln, um jegliches Risiko einer Überlastung der Anlage auszuschließen. Ebenso ist vorstellbar, bei Versagen der kompletten Sensorik in einem Rotorblatt die Belastung anhand des/der anderen Rotorblattes/-blätter zu errechnen. Aufgrund der erhöhten Unsicherheit steigt hierdurch allerdings die Gefahr von Überlastungen.
• Bei einer zweiten Ausführungsform der Erfindung werden die Sensorelemente vorzugsweise direkt nebeneinander oder auf einer zur Rotorblattlängsachse im wesentlichen parallel verlaufenden Linie angeordnet. Eine räumliche Trennung der Sensorelemente reduziert das Risiko der gleichzeitigen Beschädigung aller Sensorelemente eines Rotorblattes durch Gewalteinwirkung, Blitzschlag oder ähnliches. Andererseits müssen dann die erfaßten Sensorsignale bezüglich ihrer räumlichen Veränderung rechnerisch kompensiert werden. Da bei dieser gleichseitigen Lösung gleichartige Signale aufgezeichnet werden, kann aus den Sensorsignalen keine Information über die Fliehkräfte oder das Eigengewicht hergeleitet werden. Ferner kann auch keine direkte Temperaturkompensation erfolgen. Falls eine rechnerische Kompensation der Einflüsse von Temperatur, Eigengewicht und Fliehkräften gewünscht ist, müssen demnach die bei der ersten Ausführungsform der Erfindung optionalen Sensorelemente zur Temperatur-, Drehzahl- und Rotorpositionserfassung zwingend vorgesehen sein. Gleichfalls kann im Falle eines Sensorelementausfalles nur auf die Zusatzsensorelemente zur Kompensation der parasitären Einflüsse zugegriffen werden.
• Im Rahmen dieser Erfindung wurde insbesondere erkannt, daß der Nachteil der Verdoppelung der Anzahl der Meßkanäle bei der erfindungsgemäßen Weiterbildung von Windenergieanlagen in der aktuellen Kostenstruktur der Datenerfassungsanlagen für Windenergieanlagen kaum ins Gewicht fällt, im Vergleich zu dem gewaltigen Vorteil der so erzielten Redundanz.
• Wie den vorstehenden Erläuterungen zu entnehmen ist, stellen zwei Sensorelemente pro Rotorblatt in Bezug auf die Redundanz das absolute Minimum dar. Selbstverständlich kann die Anzahl der Sensorelemente beliebig erhöht werden, wobei es dann besonders vorteilhaft ist, die Sensorelemente jeweils paarweise auf einen Rotorradius, die Paare aber auf verschiedenen Rotorblattradien zu positionieren, weil hierdurch zusätzliche Informationen über die Belastungsverteilung über die Rotorblattlänge gewonnen werden. Liegen die Radiuspositionen der einzelnen Sensorelemente nicht zu weit auseinander (max. 10-20% der Blattlänge), so können die Belastungen mit hinreichender Genauigkeit von einer Radiusposition zur nächsten rechnerisch transformiert werden (Interpolation bzw. Extrapolation). Vor diesem Hintergrund ist es vorstellbar, die Sensorelemente nicht mehr paarweise, sondern grundsätzlich zueinander versetzt anzuordnen, wodurch dann aber grundsätzlich die Unsicherheit des Interpolations- bzw. Extrapolationsverfahrens hinzukommt.
• Eine weitere bevorzugte Verwirklichung einer größeren Anzahl von Sensorelementen, die über den gesamten Rotorradius verteilt sind, läßt sich mittels der Fibre Bragg Grating Technologie erzielen.
• Zur Auskopplung der parsitären Effekte können dabei zwei Sensorelementketten vorzugsweise auf den gegenüberliegenden Seiten des Rotorblattes appliziert werden. Aufgrund der Temperaturabhängigkeit dieser Technologie sind zusätzliche Temperatursensorelemente vorteilhaft. Vorzugsweise werden hierzu ebenfalls Bragg Gratings benutzt, die so appliziert werden, daß sie frei von externen Belastungen sind. Dazu können die zusätzlichen Bragg Gratings beispielsweise in entsprechende Röhrchen eingelegt werden. Zur Messung der Schlagbelastung werden die Fasern vorzugsweise auf die Holmgurte aufgebracht, zur Messung von Schwenkbelastungen, vorzugsweise im Nasen- und Endkantenbereich. Um eine Redundanz gegen Faserbruch ohne erhöhte Kosten durch Sensorredundanz zu erhalten, wird die Sensorelementkette bei einer besonders bevorzugten Ausführungsform der Erfindung in einer U-förmigen Schleife ausgeführt. Bei einem eventuellen Faserbruch können die Sensorelemente dann je nach Lage der Bruchstelle ausgehend von der Blattwurzel bzw. Rotornabe über einen der Faserzugänge angesprochen werden. Nur im Fall des Faserbruchs genau innerhalb eines Sensorelementes wird dieses Sensorelement unbrauchbar und die fehlenden Sensorsignale müssen über die benachbarten Sensorelemente interpoliert werden.
• Zur Messung der Schlagbelastung der Rotorblätter werden die Sensorelemente vorzugsweise auf jeder Seite des Rotorblattes in einer eigenen U-Schleife gelegt, insbesondere da die Kosten der zusätzlichen optischen Faser vernachlässigbar sind gegenüber der schwierigeren Applikation im üblichen Fertigungsprozeß. Die Verdoppelung der Anzahl der Faserenden stellt ebenfalls kein Problem dar, da ein einfacher optischer Y-Koppler genügt, um die Anzahl der Kanäle beizubehalten. Zur Messung der Schwenkbelastungen oder bei einem Fertigungsverfahren, bei dem die beiden Holmgurte in einem Bauteil vorgefertigt werden, kann es aber durchaus vorteilhaft sein, beide Sensorelementketten zu einer einzigen Schleife zu verbinden, wodurch natürlich ein etwas geringerer Grad der Redundanz erzielt wird.
• Bei einer weiteren vorteilhaften Ausführungsform der Erfindung ist vorgesehen, im Hinblick auf die Systemzuverlässigkeit zusätzlich oder alternativ zu den Blattbelastungen auch die resultierenden Nick- und Giermomente in der Gondel zu erfassen. Hierbei bietet es sich bei der heute weithin gebräuchlichen Ausführung der Rotorlagerung in der sogenannten Dreipunktlagerung besonders vorteilhaft an, die Nick- und Giermomente sowie das Rotordrehmoment über Wegaufnehmer an der elastischen Getriebeaufhängung zu erfassen. Ist auch in diesem Fall eine Redundanz gewünscht, sind hierzu sechs Wegsensorelemente, vier in vertikaler und zwei in horizontaler Richtung erforderlich, wobei diese symmetrisch auf die beiden Seiten der Getriebeaufhängung zu verteilen sind. Ansonsten sind drei Sensorelemente ausreichend.
• Bei der Ausführung mit sechs Sensorelementen können die vertikalen Aufnehmer einmal gleichsinnig und einmal gegensinnig in eine Vollbrücke verschaltet werden, wodurch sowohl das Drehmoment als auch das Nickmoment temperaturkompensiert mit hoher Auflösung erfaßt werden kann. Das Giermoment wird mit den Horizontalsensorelementen nach Art einer Halbbrücke erfaßt, durch die gegensinnigen Signale ist es ebenfalls temperaturkompensiert. Die genannten Verschaltungsarten sind zur Sicherstellung der Redundanz nicht in der Hardware, sondern lediglich in dem Rechenalgorithmus der Signalauswertungseinrichtung bzw. Datenverarbeitungsanlage durchzuführen, da nur so bei Ausfall eines Sensorelementes auf das logische Ersatzschaltbild umgeschaltet werden kann. Gegebenenfalls wird die Temperaturkompensation dann auf rechnerischem Wege erfolgen, beispielsweise durch Auswertung des üblicherweise in der Turbinensteuerung verfügbaren Signals der Gondelinnentemperatur oder eines zusätzlichen Temperatursensorelementes.
• Im Hinblick auf den Erhalt einer hohen Meßgenauigkeit bei der Erfassung von Nick- und Giermomenten hat es sich bei solchen Windenergieanlagen, bei denen der Rotor mit Hilfe eines üblicherweise von einer an den Rotor gekoppelten und parallel zur Rotorachse verlaufenden Rotorwelle durchsetzten Rotorlagers bezüglich der Rotorachse drehbar gelagert ist, als besonders günstig erwiesen, wenn die Sensoreinrichtung mindestens drei, vorzugsweise mindestens vier, besonders bevorzugt fünf oder mehr in einer etwa senkrecht zur Rotorachse verlaufenden und auf der der Rotorblattebene abgewandten Seite des Rotorlagers angeordneten Ebene angeordnete Sensorelemente aufweist, weil auf der der Rotorblattebene abgewandten Seite des Rotorlagers üblicherweise ein längerer Hebelarm zur Erfassung von Nick- oder Giermomenten zur Verfügung steht und die Anordnung der Sensorelemente in einer senkrecht zur Rotorachse verlaufenden Ebene die Auswertung der Meßergebnisse erheblich vereinfacht. Insbesondere werden die Ergebnisse der Messungen dabei auch nicht durch ein axiales Lagerspiel der Rotorwelle beeinflußt.
• Im Hinblick auf eine Vereinfachung der Auswertung der Meßergebnisse und eine Reduzierung des Auswertungsaufwandes bei der Erkennung fehlerhafter Sensorelemente hat es sich als besonders günstig erwiesen, wenn mindestens drei Sensorelemente auf einer koaxial zur Rotorachse verlaufenden Kreislinie angeordnet sind. In diesem Fall kann die gewünschte Redundanz bei der Erfassung von Nick- und Giermomenten erreicht werden, wenn nur ein zusätzliches Sensorelement auf dieser Kreislinie angeordnet wird. Die Redundanz kann beliebig erhöht werden, wenn vier, fünf oder mehr Sensorelemente auf der koaxial zur Rotorachse verlaufenden Kreislinie angeordnet sind, weil zur Erfassung der Nick- und Giermomente nur drei auf den Eckpunkten eines Dreieckes angeordnete Sensorelemente erforderlich sind, da durch diese Anordnung die Rotorachse bereits mit Hilfe von nur drei Sensorelementen eindeutig als Schnittpunkt der Mittelsenkrechten der Schenkel des durch die Sensorelemente aufgespannten Dreiecks eindeutig definiert wird.
• Sofern vier auf einer koaxial zur Rotorachse verlaufenden Kreislinie angeordnete Sensorelemente vorgesehen sind, hat es sich im Hinblick auf die Reduzierung des Rechenaufwandes bei der Auswertung der Meßergebnisse als zweckmäßig erwiesen, wenn diese Sensorelemente auf den Eckpunkten eines Rechtecks, insbesondere Quadrats, angeordnet sind. Bei Verwendung von fünf oder mehr Sensorelementen sind diese vorzugsweise auf den Eckpunkten eines entsprechenden regelmäßigen Polygons angeordnet. Zur Erfassung der Nick- oder Giermomente können die in einer senkrecht zur Rotorachse verlaufenden Ebene vorzugsweise auf einer koaxial zur Rotorachse verlaufenden Kreislinie angeordneten Sensorelemente an einer an den Rotor gekoppelten und koaxial zur Rotorachse verlaufenden Rotorwelle und/oder einem die Rotorwelle mit einem Getriebe und/oder weiteren bewegten Bauelementen der Windenergieanlage verbindenden Spannsatz angeordnet sein. Sofern die Sensorelemente außerhalb eines an die Rotorwelle gekoppelten Getriebes angeordnet sind, wird die Messung auch nicht durch innerhalb des Getriebes wirkende Kräfte, wie etwa die Planetenkraftverteilung in einem Planetengetriebe, beeinflußt. Allerdings machen sich bei Anordnung der Sensorelemente an der Rotorwelle oder dem Spannsatz Störungen durch ein radiales Lagerspiel des Rotorwellenlagers bemerkbar.
• Wenn der Rotor über die Rotorwelle an ein Planetengetriebe, insbesondere an den Planetenträger des Planetengetriebes, gekoppelt ist, lassen sich diese Störungen vermeiden, wenn mindestens drei, vorzugsweise mindestens vier Sensorelemente im Bereich des Planetengetriebes angeordnet sind. Dabei können die Sensorelemente im Bereich einer äußeren Begrenzungsfläche des Hohlrads des Planetengetriebes angeordnet sein. Falls die Sensorelemente mit axialem Abstand von einer Stirnseite des Hohlrades angeordnet sind, kann dabei auch die eine Verformung des Hohlrades bewirkende Planetenkraftverteilung erfaßt werden. Falls eine derartige Erfassung der Planetenkraftverteilung nicht gewünscht, sondern nur als Störung bei der Messung von Nick- und Giermomenten betrachtet wird, kann die Meßgenauigkeit dadurch erhöht werden, daß mindestens ein, vorzugsweise mindestens drei Sensorelemente im Bereich einer an einer Stirnseite des Hohlrades angebrachten Gehäusedeckels und/oder Drehmomentenstütze und/oder an einem daran angrenzenden Bereich des Hohlrades angeordnet ist (sind). in diesem Fall tritt durch die versteifende Wirkung des Anbauteils keine nennenswerte Störung bei der Messung von Nick- und Giermomenten durch eine Hohlradverformung auf.
• Mit der beschriebenen Anordnung von Sensorelementen läßt sich zusätzlich eine einfache Erkennung von Drehmomenten mit einer redundanten Sensoreinrichtung bei einfacher Erkennung defekter Sensorelemente erreichen, wenn die Sensoreinrichtung zusätzlich mindestens ein vorzugsweise für Redundanz mindestens zwei vorzugsweise in derselben Ebene angeordnete Sensorelemente die eine Verdrehung des Triebstranges bezüglich der Rotorachse erfassen, zur Erfassung von Drehmomenten aufweist. Bei mindestens zwei Sensorelementen ist die eindeutige Erkennung eines Sensorversagens durch Abgleich mit den anderen Sensorelementen möglich. Die Sensoreinrichtung einer erfindungsgemäßen Windenergieanlage kann mindestens ein induktives, mechanisches, optisches, akustisches (auch Ultraschall) und/oder magnetoresistives Sensorelement aufweisen, wobei die gewünschte Redundanz beliebig dadurch steigerbar ist, daß Kombinationen unterschiedlicher Sensortypen benutzt werden.
• Besonders vorteilhaft ist es bei dieser Ausführungsform der Erfindung, wenn die Blattsignale, insbesondere Blattwurzelsignale, und die zur Erfassung von Nick- und Giermomenten benutzten Signale, insbesondere der Getriebeaufhängung, verknüpft werden.
• Die an der Getriebeaufhängung wirkenden Nick-, Gier- und Drehmomente sind in erster Näherung nicht mehr als die Summation der Blattwurzelbiegemomente, die mit Hilfe der konstruktiven Gegebenheiten vom Rotorzentrum zur Getriebeaufhängung umgerechnet werden müssen. Werden an der Rotorblattwurzel die Biegemomente in beiden Belastungsrichtungen (in der Rotorebene und senkrecht dazu) gemessen, stehen im Stand der Technik die erforderlichen Rechenverfahren zur Verfügung. Diese Zusammenhänge sind beispielsweise in der DE 198 49 365.7 beschrieben. Im Rahmen dieser Erfindung ist auch daran gedacht, im Falle des kompletten Sensorelementversagens in einem Rotorblatt (z. B. durch Blitzschlag) die fehlenden Informationen auf rechnerischem Wege durch Differenzbildung zu errechnen. Dieses Vorgehen stellt im Hinblick auf die geforderte Redundanz einen gewaltigen Vorteil dar.
• Im Gegensatz zu den Blattsensorelementen, die bei Maschinen mit Blattverstellung bei unterschiedlichen Blattwinkeln über das Eigengewicht der Blätter kalibrierbar sind, gibt es für das Nick- und Giermoment eine derartig einfache Kalibriermöglichkeit nicht. Daher wird im Rahmen dieser Erfindung vorgeschlagen, eine Kalibrierung im Betrieb durch geplantes Einbringen einer quantifizierbaren Unwucht zu erzielen. Diese Unwucht kann durch Masse oder durch Änderung der aerodynamischen Eigenschaften hervorgerufen werden. Nur durch Softwareänderungen umsetzbar ist beispielsweise das Verfahren, durch Einzelblattverstellung ein einzelnes Rotorblatt geringfügig zu verstellen (um 1 bis 10 Grad, abhängig von der Windgeschwindigkeit und Rotordrehzahl) und dann beispielsweise bei minimaler und maximaler Rotordrehzahl die Sensorsignale aufzuzeichnen. Je nach Genauigkeitsanforderungen kann dieses Verfahren nacheinander für alle drei Blätter mit verschiedenen Blattwinkeln durchgeführt werden.
• Ein physikalisch einfacheres, aber mit konstruktivem Zusatzaufwand verbundenes Verfahren besteht z. B. aus einem genau in der Rotorachse befindlichen Wassertank mit möglichst geringem Durchmesser, der an seinem Ende bei einem Dreiblattrotor mit drei um 120 Grad versetzten Magnetventilen versehen ist. Über eine Verbindungsleitung kann das Wasser in die in jedem Rotorblatt befindlichen Ballasttanks abgelassen werden. Durch die Zentrifugalkraft ist ein Befüllen der Ballasttanks auch im Betrieb möglich. Zum Ablassen eines Ballasttanks ist der Rotor zuvor in entsprechender Position still zu setzen, so daß das Wasser durch Schwerkraft zurückfließt. Abgesehen von den drei Magnetventilen sind somit keinerlei bewegte Teile erforderlich. Ein derartiges System kann natürlich nicht nur zum Kalibrieren der Sensorik, sondern auch zum generellen Nachtrimmen der Rotorblätter bei Rotorunwucht benutzt werden. Zur Verwirklichung einer derartigen Trimmung umfaßt eine Windenergieanlage bei einer bevorzugten Ausführungsform der Erfindung einen vorzugsweise rotationssymmetrischen und sich koaxial zur Rotorachse erstreckenden Hohlraum und eine Ventilanordnung zum selektiven Einleiten eines in dem Hohlraum aufgenommenen Fluids und einen in dem Rotorblatt gebildeten Hohlraum. Dabei können im Rahmen der Erfindung Flüssigkeiten und/oder rieselfähige Schüttgüter, wie etwa Sand, Bleikugeln oder dgl. als Fluid eingesetzt werden.
• Wie der vorstehenden Erläuterung erfindungsgemäßer Windenergieanlagen zu entnehmen ist, zeichnet sich eine zum Nachrüsten bereits vorhandener Windenergieanlagen geeignete erfindungsgemäße Regelanordnung im wesentlichen dadurch aus, daß sie mindestens zwei Sensorelemente und eine von den Sensorelementen abgegebene Sensorsignale empfangende und zum Erzeugen von mindestens eine wesentliche Belastungsgröße der Windenergieanlage darstellenden Auswertungssignalen auf Grundlage der Sensorsignale betreibbare Auswertungseinrichtung aufweist.
• Ein Verfahren zum Betreiben einer erfindungsgemäßen Windenergieanlage ist im wesentlichen dadurch gekennzeichnet, daß im Fall eines Sensorelementausfalls die Auswertungseinrichtung auf einen redundanten Betriebsmodus umschaltet, bei dem das defekte Sensorelement durch Abgleich der vorhandenen Sensorsignale auf rechnerischem Wege ermittelt wird, die Signale dieses defekten Sensorelementes von der Betriebsführung ignoriert werden, die für das Regelsystem parasitären Einflüsse der Temperatur, der Gravitation und/oder der Zentrifugalkraft des verbleibenden mindestens einen funktionsfähigen Sensorelementes auf rechnerischem Wege kompensiert werden. Ferner können bei einem erfindungsgemäßen Verfahren die Sensorelemente unter Verwendung von nach Erzeugung einer vorgegebenen aerodynamischen und/oder mechanischen Unwucht erhaltenen Sensorsignalen zum Erfassen von Nick- und/oder Giermomenten kalibriert werden. Insbesondere zu diesem Zweck können erfindungsgemäße Windenergieanlagen so betrieben werden, daß ein Fluid aus dem sich koaxial zur Rotorachse erstreckenden Hohlraum über die Ventilanordnung in einen oder mehren der Rotorblätter gebildeten Hohlraum eingeleitet wird.
• Nachstehend wird die Erfindung unter Bezugnahme auf die Zeichnung, auf die hinsichtlich aller erfindungswesentlichen und in der Beschreibung nicht näher herausgestellten Einzelheiten ausdrücklich verwiesen wird, erläutert. In der Zeichnung zeigt:
• Fig. 1 eine Darstellung eines Rotorblattes einer Windenergieanlage,
• Fig. 2 Varianten einer ersten Ausführungsform der Erfindung,
• Fig. 3 Varianten einer zweiten Ausführungsform der Erfindung,
• Fig. 4 Varianten einer dritten Ausführungsform der Erfindung,
• Fig. 5 eine Detaildarstellung eines Triebstrangs einer erfindungsgemäßen Windenergieanlage mit an einer elastischen Lagerung der Getriebeaufhängung angebrachten Sensorelementen,
• Fig. 6 eine schematische Seitenansicht einer Rotorwelle mit daran gekoppeltem Planetengetriebe einer erfindungsgemäßen Windenergieanlage,
• Fig. 7 eine Darstellung einer an einem Planetengetriebe angebrachte Sensorelemente aufweisenden Sensoreinrichtung einer erfindungsgemäßen Windenergieanlage und
• Fig. 8 eine Axialschnittdarstellung eines Rotors einer Windenergieanlage gemäß einer vierten Ausführungsform der Erfindung.
• Das in Fig. 1A dargestellte Rotorblatt erstreckt sich ausgehend von einer an die Rotornabe angrenzenden Blattwurzel 12 in einer im wesentlichen senkrecht zur Rotorachse verlaufenden Richtung bis zur Blattspitze 14. Zur Verstärkung des Rotorblattes ist ein insgesamt mit 20 bezeichneter Holm vorgesehen (vgl. Fig. 1B), welcher zwei sich etwa parallel zu den Begrenzungsflächen 16 und 18 des Rotorblattes 10 erstreckende Holmgurte 22 und 24 und einen Steg 26 aufweist. Der Holm ist insgesamt in Form eines I-Profils gebildet. Beim Betrieb einer Windenergieanlage können Rotorblattbelastungen in der Rotorblattebene, die sog. Schwenkbelastungen auftreten, wie durch den Doppelpfeil A angedeutet. Ferner können Belastungen senkrecht zur Rotorebene, die sog. Schlagbelastungen auftreten, wie durch den Pfeil B in Fig. 1A angedeutet.
• Bei den in Fig. 2A bis 2C dargestellten Varianten einer ersten Ausführungsform der Erfindung sind pro Rotorblatt zwei Sensorelemente 100 vorgesehen. Mit der in Fig. 2A dargestellten Anordnung der Sensorelemente 100, bei denen diese auf einander gegenüberliegenden Seiten 16 und 18 des Rotorblattes angeordnet sind, können die Schlagbelastungen des Rotorblattes ermittelt werden.
• Mit der in Fig. 2B dargestellten Ausführungsform der Erfindung können besonders vorteilhaft die Schwenkbelastungen des Rotorblattes ermittelt werden, weil die Sensorelemente im Nasen- und Endkantenbereich des Rotorblattes angebracht sind.
• Bei der in Fig. 2C dargestellten Ausführungsform der Erfindung sind die Sensorelemente im Bereich des Holmgurtes direkt nebeneinander angeordnet. Bei der in Fig. 2D dargestellten Anordnung sind die Sensorelemente 100 auf einer zur Rotorblattlängsachse im wesentlichen parallel verlaufenden Linie angeordnet. Eine räumliche Trennung der Sensorelemente reduziert dabei das Risiko der gleichzeitigen Beschädigung beider Sensorelemente durch Gewalteinwirkung, Blitzschlag oder ähnliches.
• Bei der in Fig. 3A dargestellten Ausführungsform der Erfindung sind die Sensorelemente 100 jeweils paarweise auf einem Rotor angeordnet, wobei die einzelnen Paare auf verschiedenen Rotorblattradien positioniert sind, weil hierdurch zusätzliche Informationen über die Belastungsverteilung über die Rotorblattlänge gewonnen werden können.
• Bei der in Fig. 3B dargestellten Ausführungsform der Erfindung sind die Sensorelemente 100 nicht mehr paarweise, sondern grundsätzlich zueinander versetzt angeordnet, wodurch zwar eine erhöhte Sicherheit gegen gleichzeitige Beschädigung der Sensorelemente 100 erreicht wird, jedoch grundsätzlich die Unsicherheit eines Interpolations- bzw. Extrapolationsverfahrens zur Ermittlung der Belastungsverteilung über die Rotorblattlänge in Kauf genommen wird.
• Bei der in Fig. 4A dargestellten Ausführungsform der Erfindung sind zwei mit Hilfe der Fibre Grating Technologie verwirklichte Sensorelementketten 110 auf gegenüberliegenden Seiten des Rotorblattes plaziert. Bei einer Weiterbildung der in Fig. 4A dargestellten Sensoreinrichtung der in Fig. 4B dargestellten Art sind die Sensorelementketten 110 auf jeder Seite des Rotorblattes in einer eigenen U-Schleife gelegt.
• Bei der in Fig. 4C und 4D dargestellten Ausführungsform der Erfindung sind die beiden Sensorelementketten 110 zu einer einzigen Schleife verbunden, was eine Reduzierung der Faserlänge ermöglicht, aber auch einen etwas geringeren Grad der Redundanz zur Folge hat.
• Fig. 5 zeigt die Anbringung von Sensorelementen an der elastischen Lagerung der Getriebeaufhängung 200. Dabei sind sechs Wegsensoren 120, vier in vertikaler und zwei in horizontaler Richtung vorgesehen, wobei diese symmetrisch auf die beiden Seiten der Getriebeaufhängung 200 verteilt sind. Die vertikalen Aufnehmer werden einmal gleichsinnig und einmal gegensinnig in einer Vollbrücke verschaltet, wodurch sowohl das Drehmoment (vergl. Fig. 5B) als auch das Nickmoment (vergl. Fig. 5C) temperaturkompensiert mit hoher Auflösung erfaßt werden kann.
• In Fig. 6 ist eine koaxial zur Rotorachse 310 verlaufende Rotorwelle 300 dargestellt, welche ein Rotorwellenlager 320 durchsetzt. Die Rotorwelle 300 ist über einen Spannsatz 330 an ein Planetengetriebe 340 gekoppelt, welches mit Hilfe von elastisch verformbaren Elementen 470 (siehe Fig. 7) elastisch auf einer Tragestruktur gelagert ist. Bei der in Fig. 6 dargestellten Ausführungsform der Erfindung weist die Sensoreinrichtung insgesamt vier an der Rotorwelle 300 angebrachte und auf einer koaxial zur Rotorachse 310 verlaufenden Kreislinie angeordnete Sensorelemente 350 zur Erfassung von Nick- und Giermomenten auf. Die Sensorelemente 350 sind auf den Eckpunkten eines Quadrates angeordnet. Mit dieser Anordnung kann eine von dem axialen Spiel der Rotorwelle 300 in dem Rotorwellenlager 320 unabhängige Erfassung von Nick- oder Giermomenten erreicht werden. Durch die Anordnung der Sensorelemente 350 auf einer koaxial zur Rotorachse 310 verlaufenden Kreislinie wird eine Redundanz bei der Erfassung von Nick- und Giermomenten bei gleichzeitiger Erleichterung der Erkennung defekter Sensoren unter Verwendung von nur vier Sensorelementen 350 erreicht. Zusätzlich oder alternativ zu den an der Rotorwelle 300 angeordneten Sensorelementen 350 kann die in Fig. 6 dargestellte Ausführungsform der Erfindung auch auf einer koaxial zur Rotorachse 310 verlaufenden Kreislinie und an dem Spannsatz 330 oder sonstigen Kupplungsvorrichtung angeordnete Sensorelemente 352 aufweisen. Mit dem Spannsatz 330 wird die Rotorwelle 300 an einen Planetenträger des ein feststehendes Hohlrad aufweisenden Planetengetriebes 340 gekoppelt, wobei ein Abtriebselement des Planetengetriebes 340 an dem Sonnenrad desselben angeordnet ist.
• Fig. 7a zeigt eine schematische Ansicht eines in einer erfindungsgemäßen Windenergieanlage einsetzbaren Planetengetriebes. Fig. 7b zeigt eine schematische Seitenansicht des in Fig. 7a dargestellten Planetengetriebes. Gemäß Fig. 7a ist dem Planetengetriebe 340 eine auf einer Stirnseite des Hohlrades davon angeordnete Drehmomentenstütze 400 mit zwei seitlichen Auslegern 420 zugeordnet. Wie in Fig. 7a dargestellt, können die zur Erfassung von Nick- und Giermomenten eingesetzten Sensorelemente im Bereich der Drehmomentenstütze auf einer koaxial zur Rotorachse verlaufenden Kreislinie angeordnet sein. Dadurch wird eine Erfassung von Nick- und Giermomenten ohne Störung durch ein radiales Lagerspiel der in dem Rotorwellenlager 320 aufgenommenen Rotorwelle 300 ermöglicht. Ferner wird durch die Anordnung der Sensorelemente 450 im Bereich der Drehmomentenstütze eine Messung ohne Störung durch Verformung des Hohlrades unter dem Einfluß der darauf einwirkenden Planeten des Planetengetriebes erreicht. Falls eine zusätzliche Diagnose der Planetenkraftverteilung gewünscht ist, können zusätzlich oder alternativ zu den im Bereich der Drehmomentenstütze angeordneten Sensorelementen 450 auch noch in einem axialen Abstand von der Drehmomentenstütze angeordnete, etwa in der Mitte des Hohlrades auf dessen äußerer Begrenzungsfläche angeordnete Sensorelemente 452 vorgesehen sein, welche zusätzlich zu den Nick- und Giermomenten auch noch eine Verformung des Hohlrades erfassen. Zusätzlich kann die in Fig. 7 dargestellte Windenergieanlage auch noch im Bereich der Ausleger 420, vorzugsweise oberhalb der elastisch verformbaren Elemente 470 angeordnete Sensorelemente zur Erfassung von Verdrehungen des Triebstrangs bezüglich der Rotorachse aufweisen, wobei diese Sensorelemente 454 zweckmäßigerweise in derselben Ebene angeordnet sind wie die Sensorelemente 450.
• In der Axialschnittdarstellung gemäß Fig. 8 ist eine Rotorwelle mit 2, eine Rotornabe mit 1 und ein Rotorblatt mit 3 bezeichnet. Koaxial zur Rotorachse 4 der Rotorwelle 2 ist ein als Wassertank eingesetzter Hohlraum 5 angeordnet, welcher über ein Ventil 7 mit einem in dem Rotorblatt 3 angeordneten Ballasttank 6 verbunden werden kann, um selektiv ein Fluid, wie etwa eine Flüssigkeit und/oder ein rieselfähiges Schüttgut in den Ballasttank 6 einzuleiten und so eine gewünschte Trimmung der Windenergieanlage zu erreichen.

Claims (33)

1. Windenergieanlage mit einem Turm, einem im Bereich der Spitze des Turms vorzugsweise auf einer bzgl. einer im wesentlichen in Schwererichtung verlaufenden Drehachse drehbar gelagerten Maschinengondel, bzgl. einer im wesentlichen horizontalen Rotorachse drehbar gelagerten und mindestens ein bzgl. der Rotorachse im wesentlichen radial abstehendes Rotorblatt aufweisenden Rotor, einer dem Rotor zugeordneten Sensoreinrichtung zum Erzeugen von Sensorsignalen in Abhängigkeit von der mechanischen Belastung des Rotors und einer die Sensorsignale empfangenden Auswertungseinrichtung, insbesondere Datenverarbeitungseinrichtung, dadurch gekennzeichnet, daß mindestens einem, vorzugsweise jedem Rotorblatt des Rotors mindestens zwei, vorzugsweise paarweise montierte Sensorelemente zugeordnet sind und die Auswertungseinrichtung zum Ermitteln von die mechanischen Belastungen mindestens eines Rotorblattes darstellenden Auswertungssignalen auf Grundlage der von den diesem Rotorblatt zugeordneten Sensorelementen erzeugten Sensorsignalen ausgelegt ist.

2. Windenergieanlage nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, daß die Auswertungseinrichtung zum Ermitteln von temperatur-, zentrifugal- und gravitationsbereinigten Auswertungssignalen betreibbar ist.

3. Windenergieanlage nach Anspruch 1 oder 2, gekennzeichnet durch eine die Auswertungssignale empfangenden Regeleinrichtung zum Einstellen mindestens eines Betriebsparameters der Windenergieanlage, wie etwa eines Anstellwinkels eines Rotorblattes in Abhängigkeit von den Auswertungssignalen.

4. Windenergieanlage nach einem der vorhergehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, daß die Sensorelemente in der zu messenden Belastungsrichtung auf gegenüberliegenden Seiten des Rotorblattes montiert sind.

5. Windenergieanlage nach einem der vorhergehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, daß die Auswertungseinrichtung zusätzliche Signale von mindestens einem Temperatursensor und/oder Drehzahl- und/oder Rotorpositionssensor empfängt und zur Ermittlung der Temperatur-, Zentrifugal- und Gravitationseinflüsse auf rechnerischem Wege auf Grundlage der davon empfangenen Sensorsignale betreibbar ist.

6. Windenergieanlage nach Anspruch 5, dadurch gekennzeichnet, daß die Sensorelemente auf der gleichen Seite des Rotorblattes, vorzugsweise direkt nebeneinander oder auf einer zur Rotorblattlängsachse im wesentlichen parallel verlaufenden Linie montiert sind und auf rechnerischem Wege von der Auswertungseinrichtung auf Grundlage der von dem Temperatur-, Drehzahl- und/oder dem Rotorpositionssensor empfangenen Sensorsignale ermittelten Werte zur Kompensation der Temperatur-, Drehzahl- und/oder Gravitationseinflüsse betreibbar ist.

7. Windenergieanlage nach einem der vorhergehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, daß mindestens ein Sensorelement auf optischen Fasern basierende Sensoren aufweist, wobei mindestens eine optische Faser in einer U-förmigen Schleife verlegt ist.

8. Windenergieanlage nach Anspruch 7, dadurch gekennzeichnet, daß die beiden Faserenden durch einen optischen Y-Koppler zu einem Kanal zusammengefaßt sind.

9. Windenergieanlage nach einem der vorhergehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, daß mindestens ein Sensorelement einen im Rotorblatt angesetzten Stab und ein die Verlagerung des Stabes erfassendes Erfassungselement aufweist.

10. Windenergieanlage nach Anspruch 9, dadurch gekennzeichnet, daß der im Rotorblatt angesetzte Stab von zwei mit Abstand voneinander im Rotorblatt angesetzten Haltevorrichtungen gelagert ist, und das Erfassungselement von einer dieser Haltevorrichtungen aufgenommen ist.

11. Windenergieanlage nach einem der vorhergehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, daß die Sensorelemente so angeordnet sind, daß sie im wesentlichen die Belastungen in Schlagrichtung des Rotorblattes, also quer zur Rotorblattebene, erfassen.

12. Windenergieanlage, insbesondere nach einem der vorhergehenden Ansprüche, mit einem Turm,
einem im Bereich der Spitze des Turms vorzugsweise auf einer bzgl. einer im wesentlichen in Schwererichtung verlaufenden Drehachse drehbar gelagerten Maschinengondel bzgl. einer im wesentlichen horizontalen Rotorachse drehbar gelagerten und mindestens ein bzgl. der Rotorachse im wesentlichen radial abstehendes Rotorblatt aufweisenden Rotor,
einer Sensoreinrichtung zum Erzeugen von mindestens eine wesentliche Belastungsgröße der Windenergieanlage darstellenden Sensorsignalen und
mindestens einer die Sensorsignale empfangenden Auswertungseinrichtung, insbesondere Datenverarbeitungsanlage,
dadurch gekennzeichnet, daß die Sensoreinrichtung mindestens zwei Sensorelemente aufweist und die Auswertungseinrichtung zum Überwachen der Funktionsfähigkeit der Sensorelemente und bei Versagen von mindestens einem Sensorelement zum Umschalten auf einen redundanten Betriebsmodus ausgelegt ist.

13. Windenergieanlage nach Anspruch 12, dadurch gekennzeichnet, daß in dem redundanten Betriebsmodus Daten zur Temperaturkompensation und/oder zur Quantifizierung parasitärer Effekte von der Auswertungseinrichtung auf rechnerischem Wege aus den Signalen der noch betriebsbereiten Sensorelemente ermittelbar sind.

14. Windenergieanlage nach einem der vorhergehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, daß auf der Maschinengondel eine Getriebeaufhängung elastisch gelagert ist und mindestens ein Sensorelement an der elastischen Lagerung der Getriebeaufhängung angeordnet ist.

15. Windenergieanlage nach Anspruch 14, dadurch gekennzeichnet, daß mindestens drei Sensorelemente an der elastischen Lagerung der Getriebeaufhängung angeordnet sind, von denen mindestens eines die horizontale Verschiebung des Getriebes und mindestens je eines die vertikale Verschiebung der Getriebeaufhängung auf beiden Seiten erfaßt, die von den Sensorelementen abgegebenen Sensorsignale so ausgewertet werden, daß aus den gemessenen Verschiebungen das an der Aufhängung anliegende Nick-, Gier- und/oder Drehmoment in der Auswertungseinrichtung bestimmbar ist und diese Ausgangssignale zur Einstellung mindestens eines Betriebsparameters einsetzbar sind.

16. Windenergieanlage insbesondere nach einem der vorhergehenden Ansprüche, bei der der Rotor mit Hilfe eines Rotorlagers bezüglich der Rotorachse drehbar gelagert ist, dadurch gekennzeichnet, daß die Sensoreinrichtung mindestens drei, vorzugsweise mindestens vier, besonders bevorzugt fünf oder mehr in einer etwa senkrecht zur Rotorachse verlaufenden und auf der der Rotorblattebene abgewandten Seite des Rotorlagers angeordneten Ebene angeordnete Sensorelemente aufweist, die die Verlagerung eines vorzugsweise kreisförmigen, koaxial zur Rotorachse angeordneten Querschnitts des Triebstrangs erfassen.

17. Windenergieanlage nach Anspruch 16, dadurch gekennzeichnet, daß die Sensorelemente etwa auf einer koaxial zur Rotorachse verlaufenden Kreislinie angeordnet sind.

18. Windenergieanlage nach Anspruch 16 oder 17, dadurch gekennzeichnet, daß vier Sensorelemente auf den Eckpunkten eines Rechtecks, insbesondere Quadrats, angeordnet sind.

19. Windenergieanlage nach einem der Ansprüche 16 bis 18, dadurch gekennzeichnet, daß mindestens drei, vorzugsweise mindestens vier Sensorelemente an einer an den Rotor gekoppelten und koaxial zur Rotorachse verlaufenden Rotorwelle oder anderen mitrotierenden Bauteilen angeordnet sind.

20. Windenergieanlage nach einem der Ansprüche 16 bis 19, dadurch gekennzeichnet, daß der Rotor über eine Rotorwelle an ein Planetengetriebe, insbesondere an den Planetenträger des Planetengetriebes, gekoppelt ist und mindestens drei, vorzugsweise mindestens vier Sensorelemente im Bereich des Planetengetriebes angeordnet sind.

21. Windenergieanlage nach Anspruch 20, dadurch gekennzeichnet, daß mindestens drei Sensorelemente an einer äußeren Begrenzungsfläche eines Hohlrades des Planetengetriebes angeordnet sind.

22. Windenergieanlage nach Anspruch 21, dadurch gekennzeichnet, daß mindestens ein Sensorelement, vorzugsweise mindestens drei Sensorelemente, mit axialem Abstand von einer Stirnseite des Hohlrads angeordnet sind.

23. Windenergieanlage nach Anspruch 21 oder 22, dadurch gekennzeichnet, daß mindestens ein, vorzugsweise mindestens drei Sensorelemente im Bereich einer an einer Stirnseite des Hohlrades angebrachten Gehäusedeckels und/oder Drehmomentenstütze und/oder an einem daran angrenzenden Bereich des Hohlrads angeordnet ist (sind).

24. Windenergieanlage nach einem der vorhergehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, daß die Sensoreinrichtung mindestens zwei vorzugsweise in Richtung der Rotorachse voneinander beabstandete Sensorelemente zur Erfassung von Drehmomenten aufweist.

25. Windenergieanlage nach einem der vorhergehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, daß die Sensoreinrichtung mindestens ein induktives, mechanisches, optisches, akustisches und/oder magnetoresistives Sensorelement zur Erfassung der Bauteilverlagerung aufweist.

26. Windenergieanlage nach einem der vorhergehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, daß die Steuereinrichtung zum Erzeugen einer aerodynamischen Unwucht und/oder einer mechanischen Unwucht betreibbar ist, insbesondere zum Kalibrieren der Sensorelemente zum Erfassen von Nick- oder Giermomenten.

27. Windenergieanlage, insbesondere nach einem der vorhergehenden Ansprüche, mit einem um eine Rotorachse drehbaren und mindestens ein Rotorblatt aufweisenden Rotor, gekennzeichnet durch einen vorzugsweise rotationssymmetrischen und sich kollinear zur Rotorachse erstreckenden Hohlraum und einer Ventilanordnung zum selektiven Einleiten eines in dem Hohlraum aufgenommenen Fluids in einen in dem Rotorblatt gebildeten Hohlraum.

28. Regelanordnung für eine Windenergieanlage nach einem der vorhergehenden Ansprüche mit einer mindestens zwei Sensorelemente aufweisenden Sensoreinrichtung und einer von den Sensorelementen abgegebene Sensorsignale empfangenden und zum Erzeugen mindestens eine wesentliche Belastungsgröße der Windenergieanlage darstellenden Auswertungssignalen auf Grundlage der Sensorsignale betreibbaren Auswertungseinrichtung.

29. Regelanordnung nach Anspruch 28, dadurch gekennzeichnet, daß die Auswertungssignale zum Regeln der Windenergieanlage durch Einstellen geeigneter Betriebsparameter einsetzbar sind.

30. Verfahren zum Betreiben einer Windenergieanlage nach einem der Ansprüche 1 bis 27, dadurch gekennzeichnet, daß im Fall eines Sensorelementausfalls die Auswertungseinrichtung auf einen redundanten Betriebsmodus umgeschaltet wird, bei dem das defekte Sensorelement durch Abgleich der vorhandenen Sensorsignale auf rechnerischem Wege ermittelt wird und die Signale dieses defekten Sensorelementes von der Betriebsführung ignoriert werden.

31. Verfahren nach Anspruch 30, dadurch gekennzeichnet, daß für das Regelsystem parasitäre Einflüsse der Temperatur, der Gravitation und/oder der Zentrifugalkraft des verbleibenden mindestens einen funktionsfähigen Sensorelementes auf rechnerischem Wege kompensiert werden.

32. Verfahren zum Betreiben einer Windenergieanlage, insbesondere nach Anspruch 30 oder 31, dadurch gekennzeichnet, daß die Sensorelemente unter Verwendung von nach Erzeugung einer vorgegebenen aerodynamischen und/oder mechanischen Unwucht erhaltenen Sensorsignalen zum Erfassen von Nick- und/oder Giermomenten kalibriert werden.

33. Verfahren zum Betreiben einer Windenergieanlage, insbesondere nach einem der Ansprüche 30 bis 32, dadurch gekennzeichnet, daß ein in einem sich kollinear zur Rotorachse erstreckenden Hohlraum aufgenommenes Fluid in mindestens einen in einem der Rotorblätter gebildeten Hohlraum eingeleitet wird.