Die vorliegende Erfindung bezieht sich auf ein Verfahren zum Überwachen einer

Windenergieanlage, auf eine entsprechende Vorrichtung zum Überwachen einer

Windenergieanlage, auf eine entsprechende Windenergieanlage sowie ein entsprechendes Computerprogramm.

Windenergieanlagen werden höher gebaut und sind dadurch stärkeren Belastungen ausgesetzt. Teilweise wird nach dem Aufbau einer Windkraftanlage der Rotor gewuchtet. Hierzu werden die Blätter getrimmt, in dem in ihnen Ausgleichsmassen angebracht werden, welche eine Massenunwucht eliminieren. Weiterhin können aerodynamische Unwuchten eine Belastung für Komponenten der Windenergieanlage darstellen. Später kann eine Offline-Vermessung durch Personal vor Ort in bestimmten Intervallen erfolgen. Alternativ wird eine Minimierung von aerodynamischen Unwuchten durch Angleichungsverfahren der Biegemomente während einer Umdrehung der Windenergieanlagen durchgeführt.

Vor diesem Hintergrund werden mit dem hier vorgestellten Ansatz ein Verfahren zum Überwachen einer Windenergieanlage, eine entsprechende Vorrichtung, die dieses

Verfahren nutzt, eine Windenergieanlage sowie schließlich ein entsprechendes

Computerprogramm gemäß den Hauptansprüchen vorgestellt. Vorteilhafte Ausgestaltungen ergeben sich aus den jeweiligen Unteransprüchen und der nachfolgenden Beschreibung.

Dem vorgestellten Ansatz liegt die Erkenntnis zugrunde, dass unter Verwendung zweier Drehwinkelsignale, die den Verlauf des Drehwinkels von zwei Rotorblättern repräsentieren, eine Unwucht im Rotor einer Windenergieanlage ermittelt werden kann.

Der hier vorgestellte Ansatz schafft ein Verfahren zum Überwachen einer

Windenergieanlage, wobei die Windenergieanlage einen einen Antriebsstrang antreibenden Rotor mit einem ersten Rotorblatt und zumindest einem zweiten Rotorblatt aufweist, wobei das Verfahren zumindest den folgenden Schritt aufweist:

Ermitteln einer eine Unwucht der Windenergieanlage repräsentierenden Unwuchtinformation unter Verwendung eines Drehsignals, um die Windenergieanlage zu überwachen, wobei das Drehsignal eine Winkelgeschwindigkeit und/oder ein Drehmoment an der Antriebswelle repräsentiert.

Unter einer Windenergieanlage kann eine Windkraftanlage beziehungsweise eine

Windturbine verstanden werden. Dabei wird ein Rotor der Windenergieanlage durch Wind oder Windenergie in Rotation versetzt und mit dem Rotor ein elektrischer Generator angetrieben. Der Rotor kann zumindest zwei Rotorblätter, insbesondere drei Rotorblätter, aber auch 4 oder mehr Blätter aufweisen. Das Drehsignal kann eine Drehfrequenz, ein Drehmoment, einen Drehwinkel oder eine Beschleunigung um eine Rotationsachse repräsentieren. Ein Verlauf eines Drehwinkels oder die Winkelgeschwindigkeit eines Rotorblatts oder das Drehmoment der Antriebswelle kann von einem Sensor wie

beispielsweise einem Beschleunigungssensor, einen Drehratensensor oder Gyroskop, einen Drehwinkelsensor oder Inclinometer oder einem Dehnmessstreifen erfasst werden oder von einem entsprechenden Sensorsignal abgeleitet werden. Dabei kann der Sensor an einem Referenzpunkt eines Rotorblatts der Windenergieanlage angeordnet sein. Die Unwucht kann eine Hauptträgheitsachse des Rotors charakterisieren, die nicht einer Rotationsachse des Rotors entspricht. Eine Unwucht des Rotors kann zu Vibrationen und erhöhtem Verschleiß an der Windenergieanlage führen. So kann eine Massenunwucht oder eine aerodynamische Unwucht der Windenergieanlage ermittelt werden.

Ferner kann eine Phasenlage des Drehsignals zu einem Referenz-Nullpunkt ermittelt werden. Dabei kann die Unwuchtinformation unter Verwendung der Phasenlage ermittelt werden. So kann sich ein Nulldurchgang des Drehsignals von dem erwarteten Referenz- Nullpunkt unterscheiden. Aus der Phasenlage, die auch eine Verschiebung des Drehsignals zu einem Referenz-Drehsignal oder einem erwarteten Drehsignal aufzeigen kann, kann eine Unwuchtinformation gewonnen werden. Eine Phasenverschiebung kann einer Winkellage einer Massenunwucht entsprechen. Im Schritt des Ermitteins können eine erste Blattpassierfrequenz für das erste Rotorblatt und eine zweite Blattpassierfrequenz für das zweite Rotorblatt unter Verwendung des

Drehsignals ermittelt werden. Im Schritt des Ermitteins kann eine Blattpassierfrequenz je Rotorblatt des Rotors unter Verwendung des Drehsignals ermittelt werden. Dabei kann die Unwuchtinformation unter Verwendung einer Phasenlage zwischen der ersten

Blattpassierfrequenz und der zweiten Blattpassierfrequenz ermittelt werden. So kann eine Phasenlage zwischen zumindest zwei Blattpassierfrequenzen ermittelt werden. Die

Unwuchtinformation kann unter Verwendung der Phasenlage zwischen den

Blattpassierfrequenzen ermittelt werden.

Das Drehsignal kann ein erstes Drehwinkelsignal als Verlauf eines ersten Referenzpunkts an der Antriebswelle und ein zweites Drehwinkelsignal als Verlauf eines zweiten

Referenzpunkts an der Antriebswelle umfassen. Der erste Referenzpunkt am ersten

Rotorblatt und der zweite Referenzpunkt am zweiten Rotorblatt können sich von der Position in Bezug auf das Rotorblatt entsprechen. So kann aus einem Winkel zwischen den beiden Referenzpunkten oder aus einem Winkel zwischen den beiden Drehwinkelsignalen auf einen Winkel zwischen den beiden Rotorblättern geschlossen werden. Das erste Drehwinkelsignal kann eine Phasenlage einer ersten Rotordrehfrequenz des ersten Rotorblatts repräsentieren. Das zweite Drehwinkelsignal kann eine zweite Phasenlage einer zweiten Rotordrehfrequenz des zweiten Rotorblatts repräsentieren. So kann einfach eine Differenz der Phasenlage der ersten Rotordrehfrequenz und der Phasenlage der zweiten Rotordrehfrequenz gebildet werden.

Das erste Drehwinkelsignal kann ein von einem an dem ersten Referenzpunkt an dem ersten Rotorblatt angeordneten ersten Sensor bereitgestelltes erstes Signal repräsentieren und das zweite Drehwinkelsignal kann ein von einem an dem zweiten Referenzpunkt an dem zweiten Rotorblatt angeordneten zweiten Sensor bereitgestelltes zweites Signal repräsentieren. So kann ein Differenzwinkel zwischen den zwei Referenzpunkten bestimmt werden. Der Differenzwinkel kann mit einem Sollwinkel verglichen werden. Eine Abweichung des

Differenzwinkels von dem Sollwinkel kann eine Unwucht aufzeigen.

Der erste Sensor kann als ein erster Beschleunigungssensor oder ein erster Magnetsensor ausgeführt sein. Der zweite Sensor kann als ein zweiter Beschleunigungssensor oder ein zweiter Magnetsensor ausgeführt sein. Die Unwuchtinformation kann unter Verwendung eines von den Sensoren bereitgestellten Drehpositionsverlaufs des jeweiligen Rotorblatts ermittelt werden. Dabei kann der Drehpositionsverlauf jeweils eine Drehposition eines Rotorblatts der Windenergieanlage über die Zeit repräsentieren. Günstig ist es auch, wenn das Verfahren in einer Ausführungsform einen Schritt des

Einlesens des ersten Drehwinkelsignals und/oder des zweiten Drehwinkelsignals und/oder der Drehzahl der Komponente des Antriebsstrangs und/oder einer Rotordrehzahl des Rotors als Drehzahl der Komponente des Antriebsstrangs aufweist. So können die im Schritt des Ermitteins verwendeten Signale dem Verfahren zugeführt werden.

Günstig ist es auch, wenn das Verfahren in einer Ausführungsform einen Schritt des

Bereitstellens eines Steuersignals umfasst. Im Schritt des Bereitstellens kann ein

Steuersignal zur Ansteuerung zumindest eines Pitchwinkels des zumindest einen Rotorblatts des Rotors bereitgestellt werden. So kann das Steuersignal ausgebildet sein, den

Pitchwinkel für jedes Rotorblatt des Rotors individuell einzustellen beziehungsweise eine Steuergröße zum Einstellen der individuellen Pitchwinkel der Rotorblätter bereitstellen.

Ferner kann im Schritt des Bereitstellens ein weiteres Steuersignal zur Ansteuerung eines Drehwinkels des Rotors bereitgestellt werden, um eine aerodynamische Unwucht zu korrigieren.

Die vorliegende Erfindung schafft ferner eine Vorrichtung zum Überwachen einer

Windenergieanlage, wobei die Vorrichtung ausgebildet ist, um die Schritte einer

Ausführungsform eines hier vorgestellten Verfahrens in entsprechenden Einrichtungen durchzuführen beziehungsweise umzusetzen. Auch durch diese Ausführungsform der Erfindung in Form einer Vorrichtung kann die der Erfindung zugrunde liegende Aufgabe schnell und effizient gelöst werden.

Unter einer Vorrichtung kann vorliegend ein elektrisches Gerät verstanden werden, das Sensorsignale verarbeitet und in Abhängigkeit davon Steuer- und/oder Datensignale ausgibt. Die Vorrichtung kann eine Schnittstelle aufweisen, die hard- und/oder softwaremäßig ausgebildet sein kann. Bei einer hardwaremäßigen Ausbildung können die Schnittstellen beispielsweise Teil eines sogenannten System-ASICs sein, der verschiedenste Funktionen der Vorrichtung beinhaltet. Es ist jedoch auch möglich, dass die Schnittstellen eigene, integrierte Schaltkreise sind oder zumindest teilweise aus diskreten Bauelementen bestehen. Bei einer softwaremäßigen Ausbildung können die Schnittstellen Softwaremodule sein, die beispielsweise auf einem Mikrocontroller neben anderen Softwaremodulen vorhanden sind.

Es wird eine Windenergieanlage mit einem Turm, einer auf dem Turm angeordneten Gondel, einem an der Gondel angeordneten Rotor mit einer Mehrzahl Rotorblättern und mit einer Variante einer hier beschriebenen Vorrichtung zum Überwachen der Windenergieanlage vorgestellt. Dabei kann vorteilhaft die Vorrichtung in die Windenergieanlage integriert sein. Eine Windenergieanlage kann einen Rotor umfassen, der angetrieben durch auf den Rotor treffenden Wind in Bewegung gesetzt werden kann. Die Bewegungsenergie kann unter Verwendung eines Generators in elektrische Energie umgewandelt werden. Die Rotorwelle kann ein Getriebe mit zumindest einer Getriebestufe umfassen. Der Rotor kann um eine Rotorwelle rotieren und dabei einen Generator antreiben, um elektrische Energie zu erzeugen. Von Vorteil ist auch ein Computerprogrammprodukt mit Programmcode, der auf einem maschinenlesbaren Träger wie einem Halbleiterspeicher, einem Festplattenspeicher oder einem optischen Speicher gespeichert sein kann und zur Durchführung des Verfahrens nach einer der vorstehend beschriebenen Ausführungsformen verwendet wird, wenn das

Programmprodukt auf einem Computer oder einer Vorrichtung ausgeführt wird.

Die Erfindung wird nachstehend anhand der beigefügten Zeichnungen beispielhaft näher erläutert. Es zeigen:

Fig. 1 eine schematische Darstellung einer Windenergieanlage gemäß einem

Ausführungsbeispiel der vorliegenden Erfindung;

Fig. 2 ein Blockschaltbild einer Vorrichtung gemäß einem Ausführungsbeispiel der

vorliegenden Erfindung; Fig. 3 ein Ablaufdiagramm eines Verfahrens gemäß einem Ausführungsbeispiel der

vorliegenden Erfindung;

Fig. 4 eine vereinfachte Darstellung einer Phasenlage der Rotordrehfrequenz zwischen zwei Rotorblättern gemäß einem Ausführungsbeispiel der vorliegenden Erfindung; Fig. 5 eine vereinfachte Darstellung eines Frequenzsignals mit einer charakteristischen Frequenz bei der doppelten Rotordrehfrequenz gemäß einem Ausführungsbeispiel der vorliegenden Erfindung;

Fig. 6 eine vereinfachte Darstellung eines Frequenzsignals mit einer Zahneingriffsfrequenz als charakteristische Frequenz gemäß einem Ausführungsbeispiel der vorliegenden Erfindung; und Fig. 7 eine vereinfachte Darstellung einer Amplitude der Zahneingriffsfrequenz über eine Rotorumdrehung gemäß einem Ausführungsbeispiel der vorliegenden Erfindung.

Gleiche oder ähnliche Elemente können in den nachfolgenden Figuren durch gleiche oder ähnliche Bezugszeichen versehen sein. Ferner enthalten die Figuren der Zeichnungen, deren Beschreibung sowie die Ansprüche zahlreiche Merkmale in Kombination. Einem Fachmann ist dabei klar, dass diese Merkmale auch einzeln betrachtet werden oder sie zu weiteren, hier nicht explizit beschriebenen Kombinationen zusammengefasst werden können. Fig. 1 zeigt eine schematische Darstellung einer Windenergieanlage 100 gemäß einem

Ausführungsbeispiel der vorliegenden Erfindung. Die Windenergieanlage 100 umfasst einen Turm 102, eine auf dem Turm 102 drehbar angeordnete Gondel 104 sowie einen an der Gondel 104 angeordneten Rotor 106. In dem in Fig. 1 dargestellten Ausführungsbeispiel umfasst der Rotor 106 drei Rotorblätter 108, die auch als erstes Rotorblatt 108a, zweites Rotorblatt 108b und drittes Rotorblatt 108c bezeichnet werden. Die Rotorblätter 108 sind über eine Rotornabe 109 verbunden. Der Rotor 106 rotiert um die Rotornabe 109, beziehungsweise eine Rotorwelle 1 10 oder Rotorachse 1 10. Dabei treibt der Rotor 106 einen Antriebsstrang 1 12 an. Der Antriebsstrang 1 12 kann ein Getriebe 1 14 mit einer Getriebestufe 1 16 aufweisen sowie einen Generator 1 18 auf. Weiterhin umfasst die Windenergieanlage 100 in dem dargestellten Ausführungsbeispiel eine Vorrichtung 120 zum Überwachen der Windenergieanlage 100 sowie zumindest einen Sensor 122. In dem in Fig. 1 dargestellten Ausführungsbeispiel ist ein Sensor 122 an der Getriebestufe 1 16 sowie an dem Generator 1 18 angeordnet. Weiterhin ist jeweils ein Sensor 122 an den Rotorblättern 108 angeordnet. Ein Sensor 122 kann an der Rotorwelle 1 10m die einer Antriebswelle der Windenergieanlage 100 entspricht, angeordnet sein. Der Sensor 122 ist in einem Ausführungsbeispiel ausgebildet, eine auf ihn wirkende Beschleunigung, Drehrate, Blattpassierfrequenz oder Drehmoment zu erfassen und als ein Sensorsignal 124 beziehungsweise als ein Drehsignal 124 bereitzustellen.

Eine Unwucht des Rotors 106 führt in der Regel zu einer Schwingung des Turms 102 der Windenergieanlage 100 quer zur Rotorachse 1 10 und quer zum Turm 102, wenn es sich um eine Massenunwucht handelt. Eine aerodynamische Unwucht ist insbesondere zu erkennen, wenn das entsprechende Rotorblatt 108 nach oben weist.

Die Vorrichtung 120 ist ausgebildet, unter Verwendung des Drehsignals eine eine Unwucht der Windenergieanlage repräsentierende Unwuchtinformation 126 zu ermitteln, um die Windenergieanlage 100 zu überwachen. Dabei repräsentiert das Drehsignal 124 eine Winkelgeschwindigkeit oder ein Drehmoment. Die Vorrichtung 120 ist in einem optionalen Ausführungsbeispiel dazu ausgebildet, aus dem Drehsignal 124 eine Blattpassierfrequenz je Rotorblatt zu bestimmen. In einem optionalen Ausführungsbeispiel ist die Vorrichtung 120 ausgebildet, eine Phasenlage des Drehsignals 124 zu bestimmen, um darüber die

Windenergieanlage 100 zu überwachen. Als Antriebswelle werden die um die Rotorachse rotierenden Komponenten der Windenergieanlage, das heißt der Rotor 106 mit den

Rotorblättern 108 sowie Elemente des Antriebsstrangs 1 12 bezeichnet.

In einem besonderen Ausführungsbeispiel ist die Vorrichtung 120 ausgebildet, eine Unwucht eines Rotorblatts 108 durch Messung der Phasenlage der Drehwinkelsignale zwischen den Rotorblättern 108 zu ermitteln. Die dazu nötigen Drehwinkelsignale oder

Drehwinkelpositionssignale werden entweder aus dem Drehsignal 124 gewonnen oder alternativ durch Detektoren 122 wie beispielsweise Beschleunigungssensoren 122 oder Magnetsensoren 122 in den Rotorblättern 108 ermittelt. Die ermittelte Unwucht kann mittels der Einzelblatt-Pitchsteuerung (Individual Pitch Control) ausgeglichen werden, soweit es sich um eine aerodynamische Unwucht handelt. Ein Regelziel wäre die Phasendifferenz einer vorbestimmten Frequenz wie beispielsweise die harmonische Drehfrequenz 1 p auf einen festen Wert (beispielsweise 120° bei drei Rotorblättern) zu stellen.

Aufgrund unterschiedlicher Abweichungen kann es an Windenergieanlagen 100 zum

Auftreten von Unwuchten kommen. Einige typische Ursachen von Massenunwucht und aerodynamischer Unwucht sind: eine ungleiche Masse der Rotorblätter 108, eine ungleiche Verteilung der Rotorblattmasse, eine Unwucht der Nabe, eine Exzentrizität des Rotors, eine verbogene Hauptwelle, ein Teilungsfehler der Nabe ( 120°), Rotorblattversatz in

Umfangrichtung, ein Blattwinkelfehler, Abweichungen im Profil unter den drei Rotorblättern, eine fehlerhafte Pitchwinkeleinstellung (Einzelblatt) oder ein Rotorblattversatz in axialer Richtung. Weiterhin kann eine Unwucht temporär durch Umwelteinflüsse bedingt sein. Eine Massenunwucht kann sich durch eine Schwingung des Turmkopfes oder der Gondel 104 im Wesentlichen quer zur Antriebswelle und quer zur Haupterstreckung des Turms 102 zeigen. Eine aerodynamische Unwucht kann sich durch eine charakteristische Signaländerung zeigen, wenn das betreffende Rotorblatt senkrecht nach oben zeigt.

Es hat sich gezeigt, dass Unwuchten an Windenergieanlagen 100 zu unterschiedlichen Merkmalen in diversen Sensormessdaten führen. Sowohl Massenunwuchten als auch aerodynamische Unwuchten führen zu Veränderungen der Amplituden und/oder Phasenlage und/oder Frequenzen signifikanter Schwingungen der Windenergieanlagen 100. Mittels Sensoren 122 in den Rotorblättern 108 lassen sich zum Beispiel die Amplitude/Phasenlage und der Frequenzwert der Zahneingriffsfrequenzen der einzelnen Getriebestufen 1 16, der Turmeigenfrequenzen, der Rotordrehfrequenz (1 p) sowie der doppelten Rotordrehfrequenz (2p) ermitteln. Als Sensoren 122 kommen hierfür beispielsweise Beschleunigungssensoren, Drehratensensoren (Gyroskope), Drehwinkelsensoren (Inclinometer) und Dehnmessstreifen in Betracht. Mittels Sensorik 122 in der Gondel 104 der Windenergieanlagen 100 lassen sich beispielsweise die Generatordrehzahl, Rotordrehzahl sowie das übertragene Drehmoment ermitteln. Als Sensoren 122 kommen hierfür beispielsweise Beschleunigungssensoren, Inkrementalwinkelmesser, Winkelmesser, Drehgeber, Hallsensoren und Dehnmessstreifen in Betracht. Anhand der Amplitude und/oder Phasenlage und/oder Frequenz der

Zahneingriffsfrequenzen der einzelnen Getriebestufen, der Turmeigenfrequenzen, der Rotordrehfrequenz (1 p) sowie der doppelten Rotordrehfrequenz (2p) lassen sich Unwuchten detektieren. Die Kombination der Auswertung der einzelnen Sensordaten ermöglicht eine Einordnung der Unwuchten hinsichtlich Ihrer Ursachen und Ihrer Intensität. Der Vergleich der verschiedenen Merkmale mehrerer Windenergieanlagen 100 erlaubt eine qualitative Aussage hinsichtlich Kritikalität. Es lässt sich damit beispielsweise die Priorität hinsichtlich der geplanten

Reparaturmaßnahmen einschätzen. Aerodynamische Unwuchten können z.B. mittels Steuerung des Pitchwinkels der einzelnen Blätter korrigiert werden, sofern jedes Blatt mit einem eigenen Pitchantrieb ausgerüstet ist.

Dabei wird der Pitchwinkel jedes Blattes 108 individuell geändert, um so die individuellen Pitchwinkel zu erfassen, für die die Rotordrehfrequenz (1 p) und/oder die doppelte

Rotordrehfrequenz (2p) in den Blättern 108 und/oder im Triebstrang minimal auftreten. Nach diesem Angleichen der aerodynamischen Eigenschaften der Blätter 108 zueinander erfolgt über eine kollektive Verstellung aller Pitchwinkel eine Maximierung der Leistung der Windenergieanlagen 100.

Die Vorrichtung 120 schafft eine Detektion und Ursachenanalyse von Unwuchten an Windenergieanlagen (WEA) 100 durch Auswertung eines oder mehrerer Sensorsignale 124 und Verfahren zur Minimierung der detektierten aerodynamischen Unwuchten. So wird eine Detektion von aerodynamischen Unwuchten und Massenunwuchten an Windenergieanlagen 100 und Minimierung von aerodynamischen Unwuchten ermöglicht.

Vorteilhaft kann eine Veränderung, beispielsweise durch Alterung hervorgerufen, erkannt werden. Die Vorrichtung 120 kann vorteilhaft eine Windenergieanlage 100 permanent und bei jedem Betriebszustand überwachen und somit schnellere und genauere Aussagen über den Zustand treffen. Vorteilhaft ist eine Trennung zwischen aerodynamischer Unwucht und Massenunwucht möglich. Insbesondere kann eine Automatisierung eines bislang

aufwendigen manuellen Prozesses erfolgen. Dabei kann eine Minimierung aerodynamischer Unwuchten mittels unterschiedlicher Sensorsignale 124 möglich sein. Mittels Sensoren 122 in den Rotorblättern 108 und/oder in der Gondel 104 lassen sich beispielsweise Frequenz, Amplitude und/oder Phasenlage diverser Schwingungen ermitteln und daraus eine Massenunwucht und/oder aerodynamische Unwucht ermitteln. Diese Schwingungen sind unter anderem die Drehfrequenz des Rotors 106, das Doppelte der Drehfrequenz des Rotors, die Zahneingriffsfrequenzen der Getriebestufen 1 16, die

Turmeigenfrequenz sowie die Generatordrehzahl. Eine erkannte aerodynamische Unwucht wird in einem Ausführungsbeispiel durch ein Verfahren der Einzelblattverstellung minimiert. Dabei kann der Pitchwinkel der Rotorblätter 108 angepasst werden. Durch Reduktion einer aerodynamischen Unwucht mittels individueller Pitchwinkelverstellung lassen sich die Ursachen hinsichtlich Massenunwucht beziehungsweise aerodynamischer Unwucht klar trennen. Vorteilhaft schafft die Vorrichtung 120 eine sofortige Erkennung eines Problems, eine quantitative Einschätzung zur Korrektur und eine Automatisierung des Messprozesses.

Fig. 2 zeigt ein Blockschaltbild einer Vorrichtung 120 gemäß einem Ausführungsbeispiel der vorliegenden Erfindung. Bei der Vorrichtung 120 kann es sich um ein Ausführungsbeispiel einer in Fig. 1 gezeigten Vorrichtung 120 zum Überwachen einer Windenergieanlage 100 handeln. Die Vorrichtung 120 umfasst zumindest eine Einrichtung 230 zum Ermitteln. Dabei ist die Einrichtung 230 zum Ermitteln ausgebildet, eine Unwuchtinformation 126 unter Verwendung eines Drehsignals 124 zu ermitteln, um die Windenergieanlage zu

Überwachen126. Dabei repräsentiert die Unwuchtinformation 126 eine Unwucht der

Windenergieanlage. Das Drehsignal 124 repräsentiert je nach Ausführungsbeispiel eine Winkelgeschwindigkeit einer Antriebswelle der Windenergieanlage oder alternativ ein Drehmoment an der Antriebswelle.

In einem Ausführungsbeispiel ist die Einrichtung 230 zum Ermitteln ausgebildet, eine Phasenlage des Drehsignals zu einem Referenz-Nullpunkt zu ermitteln, wobei die

Unwuchtinformation unter Verwendung der Phasenlage ermittelt wird. Dabei zeigt eine Phasenlage ungleich Null eine Unwucht auf, wobei unter Verwendung der Phasenlage eine Bezugslage für die Unwucht ermittelt werden kann. In einem Ausführungsbeispiel ist die Einrichtung 230 zum Ermitteln ausgebildet, eine erste Blattpassierfrequenz für das erste Rotorblatt und eine zweite Blattpassierfrequenz für das zweite Rotorblatt unter Verwendung des Drehsignals zu ermitteln. In diesem Fall wird die Unwuchtinformation unter Verwendung einer Phasenlage zwischen der ersten

Blattpassierfrequenz und der zweiten Blattpassierfrequenz ermittelt.

In einem Ausführungsbeispiel umfasst das Drehsignal ein erstes Drehwinkelsignal als Verlauf eines ersten Referenzpunkts an der Antriebswelle und ein zweites Drehwinkelsignal als Verlauf eines zweiten Referenzpunkts an der Antriebswelle. Dabei repräsentiert das erste Drehwinkelsignal eine Phasenlage einer ersten Rotordrehfrequenz des ersten Rotorblatts. Das zweite Drehwinkelsignal repräsentiert eine zweite Phasenlage einer zweiten Rotordrehfrequenz des zweiten Rotorblatts.

In einem alternativen Ausführungsbeispiel repräsentiert das erste Drehwinkelsignal ein von einem an dem ersten Referenzpunkt an dem ersten Rotorblatt angeordneten ersten Sensor bereitgestelltes erstes Signal und das zweite Drehwinkelsignal ein von einem an dem zweiten Referenzpunkt an dem zweiten Rotorblatt angeordneten zweiten Sensor

bereitgestelltes zweites Signal. In dem in Fig. 2 dargestellten Ausführungsbeispiel weist die Vorrichtung 120 zum

Überwachen der Windenergieanlage weitere optionale Schnittstellen und Einrichtungen auf. Eine Schnittstelle 234 zum Einlesen ist ausgebildet, ein Drehsignal 124 einzulesen. Optional ist die Schnittstelle 234 zum Einlesen weiterhin ausgebildet, eine Drehzahl 236 einer Komponente der Windenergieanlage einzulesen. Optional ist die Schnittstelle 234 zum Einlesen weiterhin ausgebildet, eine ein Drehmomentsignal, ein erstes Drehwinkelsignal und ein zweites Drehwinkelsignal oder eine Rotordrehzahl des Rotors als Drehzahl der

Komponente des Antriebsstrangs einzulesen.

Optional umfasst die Vorrichtung 120 zum Überwachen der Windenergieanlage eine Transformationseinrichtung 238, die ausgebildet ist, unter Verwendung des Drehsignals 124 ein Frequenzsignal 240 bereitzustellen. In einem Ausführungsbeispiel, bei dem die

Vorrichtung 120 eine Transformationseinrichtung 238 umfasst, ist die Einrichtung 230 zum Ermitteln ausgebildet, die Unwuchtinformation 126 unter Verwendung des Frequenzsignals 240 zu ermitteln. Dabei wird eine Amplitude bei zumindest einer Frequenz oder in einem Frequenzbereich mit einem vorbestimmten Schwellwert verglichen.

In dem in Fig. 2 dargestellten Ausführungsbeispiel weist die Vorrichtung 120 zum

Überwachen der Windenergieanlage weiterhin eine optionale Steuereinrichtung 242 auf, die ausgebildet ist, ein Steuersignal 244 zur Ansteuerung zumindest eines Pitchwinkels des zumindest eines Rotorblatts oder zur Ansteuerung eines Drehwinkels des Rotors der Windenergieanlage bereitzustellen.

In einem Ausführungsbeispiel ist die Einrichtung 230 zum Ermitteln ausgebildet, die

Unwuchtinformation 126 unter Verwendung der Drehzahl 236 zu bestimmen. So ist die Einrichtung 230 zum Ermitteln optional ausgebildet, die Rotordrehzahl des Rotors, die doppelte Rotordrehzahl des Rotors oder eine Zahneingriffsfrequenz einer Getriebestufe des Antriebsstrangs zu bestimmen und zum Ermitteln der Unwuchtinformation 126 zu verwenden.

Optional bestimmt die Einrichtung 230 zum Ermitteln als Eigenschaft des Frequenzsignals 236 eine Amplitude bei einer charakteristischen Frequenz.

Fig. 3 zeigt ein Ablaufdiagramm eines Verfahrens 360 zum Überwachen einer

Windenergieanlage gemäß einem Ausführungsbeispiel der vorliegenden Erfindung. Bei der Windenergieanlage kann es sich um ein Ausführungsbeispiel einer in Fig. 1 gezeigten Windenergieanlage 100 handeln. Das Verfahren 360 umfasst zumindest einen Schritt 362 des Ermitteins einer eine Unwucht der Windenergieanlage repräsentierenden

Unwuchtinformation unter Verwendung eines Drehsignals, um die Windenergieanlage zu überwachen, wobei das Drehsignal eine Winkelgeschwindigkeit und/oder ein Drehmoment an der Antriebswelle repräsentiert.

Fig. 4 zeigt eine vereinfachte grafische Darstellung einer Phasenlage 470 zweier Signale 472, 474 zwischen zwei Rotorblättern gemäß einem Ausführungsbeispiel der vorliegenden Erfindung. Die Signale 472, 474 repräsentieren je nach Ausführungsbeispiel eine

Rotordrehfrequenz, eine Blattpassierfrequenz, einen Drehwinkel oder ein Drehmoment eines zugeordneten Rotorblatts. Dabei ist in dem in Fig. 4 links dargestellten kartesischen

Koordinatensystem ein Signal 472 eines ersten Rotorblatts und ein Signal 472 eines zweiten Rotorblatts über die Zeit dargestellt. Der Abstand 470 repräsentiert die Phasenlage 470 zwischen dem ersten Signal 472 des ersten Rotorblatts und dem zweiten Signal 474 des zweiten Rotorblatts. In einem nicht dargestellten Ausführungsbeispiel kann dies

beispielsweise noch um ein drittes Signal eines dritten Rotorblatts erweitert werden, wenn es sich um eine Windenergieanlage mit einem drei Rotorblättern umfassenden Rotor handelt. Wenn die Rotorblätter in einem Winkel von 120° zueinander angeordnet sind, so beträgt die Phasenlage 470 zwischen zwei Rotordrehfrequenzen ohne Unwucht oder Montagefehler auch 120°. In dem in Fig. 4 rechts dargestellten kartesischen Koordinatensystem ist auf der Abszisse die Frequenz und auf der Ordinate die Phasenlage dargestellt. Der dargestellte Kurvenverlauf 476 zeigt beispielsweise die Phasenlage zwischen einem ersten Rotorblatt und einem zweiten Rotorblatt. Bei einer Frequenz, die der Rotordrehfrequenz entspricht, weist das Signal 476 eine signifikante Amplitude auf. Weitere charakteristische Frequenzen, wie beispielsweise die doppelte Rotordrehfrequenz oder die Zahneingriffsfrequenz, beziehungsweise einen Frequenzbereich um die charakteristischen Frequenzen, zeigt der Kurvenverlauf 476 Amplituden, deren Höhe ausgewertet werden kann. Die Amplitude entspricht dabei der Phasenlage.

Eine aerodynamische Unwucht und/oder eine Massenunwucht bewirkt unter anderem eine von 120° verschiedene Phasenlage der Rotordrehfrequenz (1 p) der Rotorblätter

untereinander. So zeigt Fig. 4 eine Phasenlage der 1 p-Frequenz zwischen den Rotorblättern. Die Phasenlage ist entsprechend von der Anzahl der Rotorblätter des Rotors oder dem Winkel der Rotorblätter zueinander abhängig.

Fig. 5 zeigt eine vereinfachte Darstellung eines Frequenzsignals 236, 536 mit einer charakteristischen Frequenz 238 bei der doppelten Rotordrehfrequenz gemäß einem

Ausführungsbeispiel der vorliegenden Erfindung. Bei dem Frequenzsignal 236 kann es sich um ein Ausführungsbeispiel eines in Fig. 2 beschriebenen Frequenzsignals 236 handeln. In einem kartesischen Koordinatensystem ist auf der Abszisse die Frequenz und auf der Ordinate die Amplitude dargestellt. Als Signalverlauf sind zwei Frequenzsignale 236, 536 in dem kartesischen Koordinatensystem dargestellt. Dabei zeigt das erste Frequenzsignal 236 eine Unwucht und das zweite Frequenzsignal 536 zeigt keine Unwucht. Auf der Abszisse sind drei charakteristische Frequenzen 238 markiert: die Rotordrehfrequenz p oder 1 p, die doppelte Rotordrehfrequenz 2p sowie eine Zahneingriffsfrequenz f _z . Die Signalverläufe der zwei Frequenzsignale 236, 536 weisen jeweils einen Ausschlag im Bereich der drei genannten charakteristischen Frequenzen 238 auf. Dabei ist die höchste Amplitude im Bereich der Rotordrehfrequenz p zu beobachten. Im Bereich der doppelten

Rotordrehfrequenz 2p weisen die Signalverläufe der zwei Frequenzsignale 236, 536 einen signifikanten Unterschied der Amplitude auf. Dies zeigt, dass diese Eigenschaft genutzt werden kann, um eine Unwucht bei der Windenergieanlage zu detektieren. Eine Massenunwucht bewirkt unter anderem eine Schwingung des Turmes rechtwinklig zur Windrichtung. Anhand der Phasenlage dieser Schwingung lässt sich auf die Lage des Schwerpunktes in Bezug zur Drehachse schließen, sodass die Positionierung der

Ausgleichsmassen ermittelt werden kann. Eine aerodynamische Unwucht bewirkt unter anderem eine Schwingung mit einfacher Rotordrehfrequenz. Anhand der Amplitude dieser Schwingung lässt sich beispielsweise auf die Ausprägung einer Pitchwinkelverstellung eines Rotorblattes schließen. Fig. 6 zeigt eine vereinfachte Darstellung eines Frequenzsignals 236 mit einer

Zahneingriffsfrequenz f _z als charakteristische Frequenz 238 gemäß einem

Ausführungsbeispiel der vorliegenden Erfindung. Bei dem Frequenzsignal 236 kann es sich um ein Ausführungsbeispiel eines in Fig. 2 beschriebenen Frequenzsignals 236 handeln. Als Beispiel für eine charakteristische Frequenz 238 wird die Zahneingriffsfrequenz f _z ausgewählt. Das Frequenzsignal 236 weist im Bereich der Zahneingriffsfrequenz f _z eine sich über die Zeit verändernde Amplitude auf. Die Varianz der Amplitude ist in Fig. 6 mit ΔΑ bezeichnet.

Eine Massenunwucht bewirkt unter anderem eine zyklische Änderung der Amplitude der Zahneingriffsfrequenz während einer Umdrehung. Fig. 6 zeigt eine Veränderung ΔΑ der Amplitude der Zahneingriffsfrequenz f _z während einer Umdrehung.

Fig. 7 zeigt eine vereinfachte Darstellung einer Amplitude der Zahneingriffsfrequenz f _z über eine Rotorumdrehung gemäß einem Ausführungsbeispiel der vorliegenden Erfindung. Bei der Zahneingriffsfrequenz f _z kann es sich um ein Ausführungsbeispiel einer in den vorangegangenen Figuren beschriebenen Zahneingriffsfrequenz f _z

handeln. In einem kartesischen Koordinatensystem ist auf der Abszisse eine Drehposition Ω des Rotors einer Windenergieanlage und auf der Ordinate eine Amplitude eines

Frequenzsignals bei einer charakteristischen Frequenz dargestellt. In dem kartesischen Koordinatensystem ist ein Signalverlauf einer Zahneingriffsfrequenz f _z über die Drehposition Ω des Rotors der Windenergieanlage dargestellt. Das Maximum der Amplitude während einer Umdrehung des Rotors gibt Aufschluss darüber, an welchem Blatt sich die

Zusatzmasse befindet. Die gezeigten Ausführungsbeispiele sind nur beispielhaft gewählt und können miteinander kombiniert werden. Bezuqszeichenliste

100 Windenergieanlage

102 Turm

104 Gondel

106 Rotor

108 Rotorblatt

109 Rotornabe

1 10 Rotorwelle, Rotorachse , Antriebswelle

1 12 Antriebsstrang

1 14 Getriebe

1 16 Getriebestufe

1 18 Generator

120 Vorrichtung zum Überwachen

122 Sensor

124 Drehsignal, Sensorinformation, Verlauf der Drehwinkel

126 Unwuchtinformation

230 Einrichtung zum Ermitteln

234 Schnittstelle zum Einlesen

236 Drehzahl

238 Transformationseinrichtung

240 Frequenzsignal

242 Steuereinrichtung

244 Steuersignal

360 Verfahren zum Überwachen

362 Schritt des Ermitteins 470 Phasenlage

472 erstes Signal

474 zweites Signal

476 Signal, Kurvenverlauf p Rotordrehfrequenz

536 Frequenzsignal

2p doppelte Rotordrehfrequenz fz Zahneingriffsfrequenz Ω Drehposition