Способ эксплуатации ветровой энергетической установки

Изобретение касается способа эксплуатации ветровой энергетической установки, причем ветровая энергетическая установка имеет аэродинамический ротор, выполненный в виде ротора с горизонтальной осью, со ступицей по меньшей мере с одной лопастью ротора и предусмотрено по меньшей мере одно установленное на роторе средство измерения нагрузки для регистрации ветровой нагрузки ротора; способ включает этапы: вращения ротора ветровой энергетической установки без или с малой ветровой нагрузкой для калибрования средства измерения нагрузки и при этом регистрации измерений нагрузки с помощью средства измерения нагрузки, калибрования средства измерения нагрузки на основе измерения нагрузки и заранее известных возникающих в роторе силах тяжести. 2 н. и 12 з.п. ф-лы, 4 ил.

 

Изобретение касается способа эксплуатации ветровой энергетической установки, а также ветровой энергетической установки.

Ветровая энергетическая установка с горизонтальной осью ротора имеет по меньшей мере одну, как правило три, лопасти ротора, которые, соответственно, вращаются встречным ветром вокруг горизонтальной оси, чтобы производить электрическую энергию посредством этого вращательного движения. Если на лопасти ротора воздействует слишком сильный ветер, ветровая энергетическая установка - в зависимости от частоты или силы - может получить повреждение. Таким нагрузкам из-за слишком сильного ветра может противостоять то, что, например, лопасти ротора поворачиваются по меньшей мере частично относительно ветра. Это называется также изменением угла установки лопастей ротора.

Чтобы была возможность начать осуществление таких или других мер для разгрузки ветровой энергетической установки, требуется измерять соответствующие нагрузки сильным ветром. Непрерывно сильный и гомогенный ветер может распознаваться по поведению ветровой энергетической установки, как, например, по результирующему производству энергии. Для кратковременных нагрузок или также для локальных нагрузок, к примеру, только на одной лопасти ротора могут быть предусмотрены датчики для измерения такой нагрузки. Так, к примеру, применяют такие датчики, как тензометрические полосы для регистрации изгиба каждой лопасти ротора. Таким образом, может быть зарегистрирована, как качественно, так и количественно, нагрузка, связанная с изгибом лопасти ротора, чтобы, при случае, также принимать меры к ограничению нагрузки.

Предпосылкой для этого является то, что соответствующие датчики нагрузки точно работают и поставляют надежные данные. Здесь очень существенно, к тому же, калибрование и/или настройка соответствующего датчика. Принято, что датчики, которые, как, например, тензометрическая полоса, дают зависимое от растяжения значение сопротивления или - в зависимости от подключенной после них электроники для обработки данных - зависимый от растяжения сигнал, как, например, выходное напряжение. Эти данные нужно отнести тогда посредством калибровки и настройки к соответствующей нагрузке лопасти ротора.

Такая калибровка с настройкой может быть очень затратной, а также восприимчивой к ошибке, так как измеренные при этом датчиком значения нужно соотнести с соответствующими величинами нагрузки, которые, с другой стороны, нужно определить. Возможность производить калибровку с настройкой состоит в том, чтобы потянуть лопасть вручную с подлежащей измерению калибровочной силой, так, что калибровка производится посредством этой калибровочной силы. Таким образом, например, лопасть ротора может быть потянута в положении на 6:00 за ее вершину к башне с измерением приложенной силы.

Кроме того, на протяжении эксплуатации ветровой энергетической установки меняются взаимосвязи. Это может происходить в связи с процессами старения как лопастей ротора, так и датчиков, а также в связи с другими причинами, как, например, дефектами датчика или его крепления. Если такие изменения малы и/или происходят медленно, существует опасность, что они остаются незамеченными.

В качестве уровня техники следует указать, в общем, на документ DE 10 2006036157 A1.

Задачей настоящего изобретения является таким образом устранить по меньшей мере одну из описанных выше проблем по меньшей мере уменьшить их. В частности, калибровка и настройка по меньшей мере одного датчика нагрузки должна упрощаться и/или надежность такой калибровки и/или настройки должна, по возможности, повышаться. По меньшей мере должно быть предложено альтернативное решение.

В соответствии с изобретением предлагается способ по п.1 формулы изобретения. В основе этого способа лежит ветровая энергетическая установка с горизонтальной осью ротора. При таком роторе с горизонтальной осью предусмотрена, по существу, горизонтальная ось, вокруг которой вращаются одна или несколько лопастей ротора, приводимых в действие ветром. Эта ось может иметь также легкий наклон. Специалистами понятие ветровая энергетическая установка с горизонтальной осью ротора, как классификация определенного типа ветровых энергетических установок, употребляется, в частности, для разграничения от ветровой энергетической установки с вертикальной осью.

Такая ветровая энергетическая установка имеет аэродинамический ротор, который имеет ступицу по меньшей мере с одной лопастью ротора. Обычно, но не исключительно, на ступице предусмотрены три лопасти ротора. На роторе предусмотрено по меньшей мере одно средство для измерения ветровой нагрузки. Такое средство измерения нагрузки может быть расположено на лопасти ротора или также на адаптере для крепления лопасти ротора к ступице ротора. Это - предпочтительные положения. Но могут также быть приняты во внимание и другие положения, как, например, непосредственно на ступице. Это зависит, не в последнюю очередь, также от конкретной конструкции ротора.

Теперь такая ветровая энергетическая установка вращает ротор без или с незначительной ветровой нагрузкой для калибрования средства измерения нагрузки. При этом производится измерение нагрузки с помощью средства измерения нагрузки. В идеальном случае ветровой нагрузки нет. В то же время незначительные ветровые нагрузки могут быть пренебрежимы, или, при случае, учитываться вычислительным путем. В конце концов это зависит также от желаемого качества и точности.

Тогда на основе этого измерения нагрузки и дополнительно на основе заранее известных возникающих в роторе силах тяжести проводится калибрование средства измерения нагрузки.

Здесь лежит в основе понимание, что при роторе с горизонтальной осью вес лопастей ротора и, соответственно, возникающие силы тяжести могут привести к нагрузке, которую регистрирует средство измерения нагрузки. В частности, можно исходить из того, что расположенная вертикально лопасть ротора - то есть в положении на шесть часов, или на двенадцать часов - практически не испытывает нагрузки силой тяжести, тогда как нагрузка силами тяжести при горизонтальном положении лопасти ротора - то есть на три часа, или на девять часов - была бы максимальна. На основе измерения нагрузки могут, таким образом, регистрироваться и соотноситься нулевые переходы. Нагрузка от силы тяжести лопасти ротора обычно известна и, таким образом, может производиться также количественное соотнесение.

Предпочтительно, ротор поворачивается для его настройки по меньшей мере на один оборот и, при этом, регистрируется кривая нагрузки вместе с соответствующим положением ротора. Положение ротора по окружности, то есть его позиция от 0 до 360°, регистрируется, при этом, таким образом, что может быть соотнесено с кривой нагрузки. Кривая нагрузки представляет собой непрерывную или квазинепрерывную регистрацию нагрузки, таким образом, к примеру, что величина нагрузки регистрируется для каждого углового градуса во вращательном движении ротора. В этом примере, таким образом, были бы зарегистрированы 360 значений нагрузки для одного оборота. Это только пример, и может быть зарегистрировано большее или меньшее количество значений, например 200 инкрементов. В частности, при такой регистрации кривой нагрузки, когда она соотносится с угловым значением соответствующей позиции поворота, следует ожидать по меньшей мере по существу кривую в форме синусоиды. В зависимости от наличествующих нелинейностей в системе могут, к тому же, встречаться отклонения.

Исходя из такой синусоидальной или также иной кривой зависимости теперь может быть сделано соотнесение, калибровка и, наконец, настройка. Как уже показано, переходы нуля следует принимать при 0° и 180°. А ожидать максимальную нагрузку следует от значений при 90° и 270°. На основе этого могут быть зарегистрированы отклонения от ожидаемого хода, что обозначается как калибровка, и вводятся соответствующие корректирующие значения, что обозначается как настройка.

Пояснения с формулой.

Предпочтительно, в том числе, что только путем вращения аэродинамического ротора, по существу, без нагрузки, может производиться калибрование и/или настройка. На основе конструкторских технических зависимостей эта калибровка и/или эта настройка может быть перенесена на вызванную ветром нагрузку.

Предпочтительно, настройка проводится при вводе в эксплуатацию ветровой энергетической установки и/или после бездействия ротора, и/или в конце обслуживания ветровой энергетической установки. Если калибровка или настройка будет производиться также после остановки ротора, то есть при повторном пуске ротора, то это делает, в частности, возможным перепроверить калибровку или настройку, сделанные при вводе в эксплуатацию, и, при случае, подкорректировать. Возможные изменения средств измерения нагрузки или других параметров с течением времени могут быть, таким образом, простым способом приняты во внимание.

Ветровые энергетические установки подлежат, как правило, в нормальных обстоятельствах, периодическому обслуживанию, которое требует, как правило, также останова ротора. В конце периодического обслуживания ротор опять запускается и, как заключительная операция такого обслуживания, калибровка и/или настройка может быть, таким образом, простым способом проверена и, при случае, исправлена или обновлена.

Следует заметить, что соответствующее изобретению и ранее описанное калибрование и/или настройка может происходить также без полной остановки ротора. Тем не менее, следует принимать во внимание то, что предложенное измерение нагрузки проводится без, или, во всяком случае, с незначительной ветровой нагрузкой.

Благоприятно производить вращение ротора для настройки и/или калибрования в свободном режиме. Под свободным режимом следует понимать режим, при котором аэродинамический ротор поворачивается, в частности, легким ветром, но без производства электрической энергии и, тем самым, без создания встречного электрического момента, против которого поворачивается аэродинамический ротор. При этом, другими словами, ротор медленно вращается на холостом ходу.

Предпочтительно, по меньшей мере одна лопасть ротора выполнена регулируемой и поворачивается из ветра, в частности, для проведения описанного измерения ветровой нагрузки таким образом, что никакая или небольшая энергия отбирается у ветра. Таким образом, во-первых, свободный режим может осуществляться также при среднем или сильном ветре. Если измерительные средства нагрузки расположены таким образом, что при повороте лопасти ротора они также поворачиваются, то поворот из ветра приводит также к тому, что они целиком или частично поворачиваются в направлении, в котором они измеряют силу тяжести лопастей ротора вместо нагрузки от давления ветра. Другими словами, при таком повороте сила тяжести оптимальным образом действует точно в направлении, в котором сила ветра действует на лопасть ротора, если она не повернута из ветра. Тем самым, для измерения нагрузки для калибрования и/или для настройки таким образом можно минимизировать влияние ветра, даже если он есть в наличии, и максимизировать влияние известной силы тяжести и, таким образом, с высокой точностью проводить измерение нагрузки, учитывая заранее известные встречающиеся в роторе силы тяжести.

Предпочтительно, в качестве средства измерения нагрузки используется по меньшей мере одна тензометрическая полоса, в частности две или большее количество тензометрических полос для каждой лопасти ротора. Таким образом, хорошо себя зарекомендовавшее измерительное средство может использоваться для регистрации нагрузок на лопасти и простым способом калиброваться и/или настраиваться. Применением нескольких тензометрических полос могут учитываться разные направления нагрузки и/или могут быть предусмотрены измерения с избыточностью.

Предпочтительно, предусмотрено по меньшей мере одно измерительное средство нагрузки в ступице, в корне лопасти ротора и/или в адаптере лопасти. В частности, применение в корне лопасти ротора, то есть в обращенной к ступице части лопасти ротора, а также расположение в адаптере лопасти, предполагают, что при применении поворачиваемой лопасти ротора - то есть в установках с управлением углом лопастей ротора к ветру - измерительное средство поворачивается вместе с ней, и может быть, таким образом, установлено на разные направления нагрузки. При этом нужно упомянуть, что под адаптером листа понимается адаптер, который расположен между лопастью ротора и ступицей, в частности, между корнем лопасти ротора и ступицей. Другими словами, лопасть ротора с ее корнем лопасти ротора посредством адаптера листа укрепляется на ступице.

В соответствии с изобретением предлагается, кроме того, ветровая энергетическая установка, которая способна выполнить один или несколько из вышеописанных способов.

Благоприятно использовать результаты калибрования и выявление возможных различий для настройки средства измерения нагрузки или для настройки связанного с ним устройства обработки данных. Такое устройство обработки данных может быть интегрировано также в процессор или процессор может производить соответствующую обработку.

Поскольку описываются благоприятные формы выполнения калибрования или связанные с этим признаки, их в связи с настройкой также нужно понимать принципиально, как благоприятные, без того, чтобы в этом отношении каждый раз делался конкретный вывод.

Предпочтительно, ветровая энергетическая установка имеет один или несколько признаков, который был описан или которые были описаны в связи с описанием способа.

Далее изобретение описывается на основе вариантов выполнения со ссылками на сопровождающие чертежи.

Фиг.1 показывает схематически вид сверху на часть аэродинамического ротора ветровой энергетической установки.

Фиг.2 показывает схематически вид спереди на ветровую энергетическую установку в направлении ветра, если ветровая энергетическая установка направлена к ветру согласно назначению.

Фиг.3a-3c показывают схематически вид сверху на ветровую энергетическую установку согласно фиг.2, но с измененным положением лопасти ротора и с различными ориентациями лопастей ротора к ветру.

Фиг.4 показывает схематически составленное измерение нагрузки для калибрования и/или настройки.

Вид сверху на фиг.1 показывает часть ротора 1 со ступицей 2 и лопасть ротора 4 из всего трех лопастей ротора 1. Лопасть ротора 4 посредством адаптера лопасти 6 укреплена в ступице. Адаптер лопасти 6 при этом поворотно закреплен на ступице 2, чтобы поворачивать лопасть ротора 4 к ветру, из ветра или в промежуточное положение. Кроме того, представлено ветровое измерительное средство 20 для общего измерения преобладающего ветра в области ступицы 2.

Цифрой 8 обозначена стрелка, которая указывает направление ветра, действующего, как предписано, на лопасть ротора. При этом направление ветра соответствует направлению взгляда в представлении ветровой энергетической установки согласно фиг.2. Фиг.2 показывает схематически общий вид ветровой энергетической установки 10 и показывает при этом аэродинамический ротор 1 со всеми тремя лопастями ротора 4. Дополнительно представлена башня ветровой энергетической установки 12.

Фиг.1 показывает, таким образом, вид сверху на ветровую энергетическую установку 10 согласно фиг.2.

Кроме того, на фиг.1 можно видеть на адаптере лопасти 6 тензометрическую полосу 14, которая действует как средство измерения нагрузки. Двойная стрелка иллюстрирует направления нагрузок 16, которые могут регистрироваться посредством тензометрической полосы 14. Если тензометрической полосой 14 в направлении нагрузки 16 регистрируется сжатие, для направления нагрузки 16' могло бы регистрироваться тензометрической полосой 14' растяжение, если предполагается тот же самый ветер. Тензометрические полосы 14 и 14' могут быть расположены в каждой лопасти ротора 4 или адаптере лопасти 6. Другими словами, тензометрическая полоса может регистрировать как растяжения, так и сжатия и тем самым регистрировать нагрузки лопасти ротора в положительном и отрицательном направлении. Обычно к случаю ненагруженной лопасти ротора 4 относят нулевую величину. При воздействии ветра на лопасть ротора 4 лопасть ротора нагружается в направлении ветра 8 и немного подается в этом направлении нагрузки. Это ведет к сжатию в не обращенной к ветру области и, вместе с тем, также сжатию тензометрической полосы 14 согласно существующему представлению. Это сжатие может оцениваться посредством устройства обработки данных 18, которое представлено здесь только схематически, и это может быть включено в дальнейшее рассмотрение результатов. В зависимости от формы исполнения может быть достаточно предусматривать только одну тензометрическую полосу или другой измерительный датчик на лопасти ротора.

Фиг.3a-3c показывают схематически вид сверху на ветровую энергетическую установку согласно фиг.2, но с измененным положением лопасти ротора. Фиг.3a-3c показывают, при этом, гондолу 22, которая не представлена для лучшего обзора на фиг.1. Кроме того, для лучшего понимания на фиг.3a-c обозначена башня 12, которая закрыта, конечно, согласно выбранному виду сверху, гондолой 22 и изображена здесь пунктиром только для облегчения понимания. На ступице 2, которая может рассматриваться в качестве части гондолы 22, во всяком случае, относительно показанного кожуха, который называется также обтекателем, лопасть ротора 4 показана в трех так называемых позициях угла установки лопасти ротора, по позиции на фигуре. Ротор 1 находится при этом в позиции, при которой показанная лопасть ротора 4 стоит вертикально вверх. Представлена так называемая 12-часовая позиция. Следующие лопасти ротора 4 не требуют комментариев и поэтому не представлены. Фиг.3a показывает, при этом, лопасть ротора 4 в ориентации относительно ветра с углом установки лопасти 0°. Первая позиция, при угле установки лопасти ротора 0°, может обозначаться - в зависимости от способа рассмотрения - также как позиция с нулевым шагом. При этом лопасть ротора 4 таким образом повернута к ветру 8, что от ветра может отбираться максимальная энергия. В целом, при соответствующим образом преобладающем ветре ступица 2 и вместе с ней ротор 1 вращаются в направлении вращения 24. Обусловленная ветром 8 нагрузка на лопасть ротора 4 может быть зарегистрирована тензометрической полосой 14. При этом угле установки 0° тензометрическая полоса 14 находится в положении, обозначенном PO. Она при этом хорошо подходит для регистрации вызываемой ветром 8 нагрузки на лопасть ротора 4.

Фиг.3b показывает лопасть ротора 4 в ориентации относительно ветра с углом установки 70°. В этом угловом положении лопасть ротора 4 едва оказывает ветру 8 сопротивление и ветер 8 не может вызывать, таким образом, или, во всяком случае, вызывает незначительную нагрузку на лопасть ротора 4. Во всяком случае, мог бы установиться свободный режим эксплуатации ветровой энергетической установки. Поворотом лопасти ротора 4 в положение 70° тензометрическая полоса 14 также перемещается в позицию, обозначенную как P70. Тензометрическая полоса 14 может в этой позиции P70 едва еще регистрировать нагрузку лопасти ротора 4 ветром 8, тем более что ветер при этом едва еще может нагружать лопасть ротора 4. В дополнение фиг.3c показывает позицию с углом установки лопасти 90°.

При всем том, в показанном положении P70 тензометрической полосы 14 может регистрироваться момент собственного веса лопасти ротора. При этом этот момент собственного веса не искажен или искажен несущественно возможной ветровой нагрузкой. В представленной вертикальной позиции лопасти ротора сила тяжести, или момент силы тяжести, на датчике, или тензометрической полосе 14, - это всегда нуль. Если ротор 1 вращается далее в направлении вращения 24, то сила тяжести непрерывно возрастает, пока ротор не повернется до 90°. При этом под вращательным движением ротора 24 имеется в виду представленное также на виде спереди фиг.2, и не следует его путать с углом установки лопасти, который проиллюстрирован на фиг.3a-3c. Если соответствующая лопасть ротора 4 расположена горизонтально, то есть по отношению к башне 12 поперек, что обозначается как 3-часовое положение, так нагрузка максимальна. После следующих 90°, если соответствующая лопасть ротора 4 свисает квазивертикально, как это представлено для лопасти ротора 4 на фиг.2, нагрузка силой тяжести, которая может быть зарегистрирована тензометрической полосой 14, - это нуль. При следующем вращении в направлении вращения 24 на 90° 9-часовое положение, нагрузка от силы тяжести зарегистрированная тензометрической полосой 14 максимальна, однако по отношению к 3-часовому положению - с противоположным знаком.

При полном обороте ротора 1 тензометрическая полоса 14 регистрирует, таким образом, кривую нагрузки синусоидальной формы, которая показана на фиг.4. При 0 и 360°, которые соответствуют 12-часовому положению, и при 180°, что соответствует 6-часовому положению, нагрузка - нуль, поскольку измерительное средство, а именно тензометрическая полоса 14, с устройством обработки данных корректно согласованы. Позиция ротора будет, однако, совместно зарегистрирована посредством датчика инкрементов 20 согласно показанной форме исполнения, что может происходить, к примеру, делением оборота на 200 инкрементов.

Возможность настройки состоит в том, чтобы принять ряд замеров, измеряемых средством измерения нагрузки величин за по меньшей мере один полный оборот. Так могут быть приняты, например, за один оборот, например, 200 измерений Rn средством измерения нагрузки с n=0-199 на одинаковом расстоянии. Из 200 измеренных значений Rn может получиться, при известном весе или известной нагрузке силой тяжести A соответствующей лопастью ротора, следующая связь:

$$A=k1{\displaystyle \sum _{n=0}^{199}\left|R_n\right|}$$

Величина А обозначена как амплитуда на графике фиг.4. Коэффициент k1 определяется из известной величины А и измерений Rn. Суммированием измеренных значений Rn за один оборот или за несколько полных оборотов усредняются возможные смещения относительно нулевой линии. На втором прохождении, или на втором шаге обработки данных, может быть определено смещение V, которое дает смещение измеренной кривой относительно нулевой линии:

$$V=k2{\displaystyle \sum _{n=0}^{199}{R}_n}$$

Коэффициент k2 определяется путем сравнительных измерений или из известных зависимостей, как определяется сквозное усиление каскадных систем. В коэффициенты k1 и k2 входит также количество зарегистрированных данных измерений.

При этом расчете снова, таким образом, производится суммирование, но без предварительного формирования абсолютного значения, так, что может быть определено смещение V. Это смещение V обозначено на фиг.4 соответствующей двойной стрелкой.

Так медленным свободным вращением установки перед собственно стартом определяются чувствительность и нулевой пункт измерения нагрузки. При этом записываются данные измерений за оборот. Они соответствуют весу лопасти. Так как вес лопасти известен, может быть откалибрована чувствительность датчика, то есть средства измерения нагрузки, в частности тензометрической полосы. Нулевая точка тоже может быть определена на основе определения данных.

Тем самым, оптимальным образом более не нужна ручная настройка и дрейф измерения за длительный период автоматически компенсируется. Тем самым, возможна автоматическая настройка измерения нагрузки. В частности, известными способами решена проблема дрейфа нулевой линии и чувствительности измерения по меньшей мере адресована и уменьшена.

Поворотом лопасти ротора из ветра, то есть при большом изменении угла установки лопасти, может быть одновременно подготовлена тензометрическая полоса 14 к измерению нагрузки от силы тяжести лопасти ротора 4. Другими словами, сила тяжести действует в другом направлении, чем сила ветра, что одновременно учитывается изменением позиции средства измерения нагрузки при повороте лопасти ротора 4 из ветра. Позиция средства измерения нагрузки согласовывается, тем самым, с направлением действия силы. Поскольку это согласование направлений происходит не полностью, как, например, при изменении угла установки лопасти ротора угол установки лопасти ротора меняется на 70°, но не на 90°, это может быть учтено вычислительным путем, на основе геометрических зависимостей, особенно устанавливаемый каждый раз угол установки лопасти ротора обычно есть в распоряжении устройства обработки данных средства измерения нагрузки или будет предоставлен в распоряжение.

1. Способ эксплуатации ветровой энергетической установки, при этом
- ветровая энергетическая установка имеет аэродинамический ротор, выполненный в виде ротора с горизонтальной осью, со ступицей по меньшей мере с одной лопастью ротора,
- и на роторе предусмотрено по меньшей мере одно средство измерения нагрузки, предназначенное для регистрации ветровой нагрузки ротора,
способ включает этапы, на которых:
- вращают ротор ветровой энергетической установки без или с малой ветровой нагрузкой для калибрования средства измерения нагрузки и при этом регистрируют измерение нагрузки с помощью средства измерения нагрузки,
- калибруют средство измерения нагрузки, основываясь на измерении нагрузки и заранее известных возникающих в роторе силах тяжести,
при этом на первом шаге обработки данных регистрируют с помощью средства измерения нагрузки за полный оборот или несколько полных оборотов ротора ряд измерений, состоящий из нескольких измерений, и суммируют значения измерений из ряда измерений, при этом на основании одной из известных сил тяжести и суммированных значений измерений из ряда измерений определяют чувствительность средства измерения нагрузки.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что на втором шаге обработки данных зарегистрированные измерения суммируют без предварительного формирования абсолютного значения, на основании чего определяют смещение ряда измерений относительно нулевой линии.

3. Способ по п.1 или 2, отличающийся тем, что по окончании калибрования или вместе с ним выполняют настройку средства измерения нагрузки или соответствующего устройства обработки данных.

4. Способ по п.1 или 2, отличающийся тем, что при вращении ротора для калибрования ротор поворачивают по меньшей мере на один оборот, при этом измерение нагрузки производят таким образом, что измеряют кривую нагрузки и одновременно регистрируют положение ротора.

5. Способ по п.1 или 2, отличающийся тем, что калибрование производят при пуске ветровой энергетической установки в эксплуатацию, и/или после останова ротора, и/или в конце технического обслуживания ветровой энергетической установки.

6. Способ по п.3, отличающийся тем, что вращение ротора для настройки производят на холостом ходу.

7. Способ по п.1 или 2, отличающийся тем, что по меньшей мере одна лопасть ротора выполнена регулируемой, и при вращении для калибрования она поворачивается из ветра, так что от ветра не отбирается или отбирается мало энергии.

8. Способ по п.1 или 2, отличающийся тем, что в качестве средства измерения нагрузки применяют по меньшей мере одну тензометрическую полосу, предпочтительно две или более тензометрических полос на каждую лопасть ротора.

9. Способ по п.1 или 2, отличающийся тем, что по меньшей мере одно средство измерения нагрузки установлено на ступице, на основании лопасти ротора и/или на адаптере лопасти для крепления по меньшей мере одной лопасти ротора на ступице.

10. Ветровая энергетическая установка, включающая в себя
- аэродинамический ротор, выполненный в виде ротора с горизонтальной осью, со ступицей по меньшей мере с одной лопастью ротора,
- и по меньшей мере одно установленное на роторе средство измерения нагрузки для регистрации ветровой нагрузки ротора, причем ветровая энергетическая установка выполнена с возможностью вращения ротора ветровой энергетической установки без или с малой ветровой нагрузкой для калибрования средства измерения нагрузки, и при этом регистрации измерения нагрузки с помощью средства измерения нагрузки, и с возможностью калибрования средства измерения нагрузки на основе измерения нагрузки и заранее известных возникающих в роторе силах тяжести,
при этом на первом шаге обработки данных с помощью средства измерения нагрузки регистрируют за полный оборот или несколько полных оборотов ротора ряд измерений, состоящий из нескольких измерений, и суммируют значения измерений из ряда измерений, при этом на основании одной из известных сил тяжести и суммированных значений измерений из ряда измерений определяют чувствительность средства измерения нагрузки.

11. Ветровая энергетическая установка по п. 10, отличающаяся тем, что на втором шаге обработки данных зарегистрированные измерения суммируют без предварительного формирования абсолютного значения, на основании чего определяют смещение ряда измерений относительно нулевой линии.

12. Ветровая энергетическая установка по п.10 или 11, отличающаяся тем, что в качестве средства измерения нагрузки предусмотрена по меньшей мере одна тензометрическая полоса, предпочтительно одна, две, или более тензометрических полос предусмотрены для каждой лопасти ротора.

13. Ветровая энергетическая установка по п.10 или 11, отличающаяся тем, что по меньшей мере одно средство измерения нагрузки установлено на ступице, на основании лопасти ротора и/или на адаптере лопасти для крепления по меньшей мере одной лопасти ротора к ступице.

14. Ветровая энергетическая установка по п. 10 или 11, отличающаяся тем, что она выполнена с возможностью реализовывать способ по одному из пп.1-9.