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Die vorliegende Erfindung bezieht sich auf ein Verfahren zur Wirkungsgradüberwachung einer Windkraftanlage, eine Vorrichtung zur Wirkungsgradüberwachung einer Windkraftanlage sowie auf ein entsprechendes Computerprogrammprodukt.
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Windkraftanlagen nach dem Stand der Technik können mit Systemen zur Zustandsüberwachung, auch als Condition-Monitoring-Systeme bekannt, ausgestattet sein. Diese überwachen den Zustand der Windkraftanlage durch Vibrationssensoren, Temperatursensoren an Lagern oder im Öl des Getriebes, Schwingungssensoren an den Rotorblättern o.ä. Basierend auf den gemessenen Werten und Zeitverläufen kann auf Schäden an Komponenten der Windkraftanlage geschlossen werden, beispielsweise indem die Frequenzspektren ausgewertet werden. Durch Zustandsüberwachung (Condition Monitoring) lassen sich Schäden größeren Ausmaßes sicher erkennen. Kleine Schäden, beispielsweise an der Außenhaut eines Rotorblattes lassen sich darüber aber nicht detektieren. Bei einer Lastenüberwachung (Loadmonitoring) werden Lasten an der Windkraftanlage kontinuierlich aufgezeichnet, beispielsweise die durch Sensoren gemessenen Biegemomente an den Blattwurzeln der Rotorblätter. Dadurch können die erlebten Lasten mit den bei der Auslegung angenommenen Lasten verglichen werden. Sind die erlebten Lasten nach der Auslegungslebensdauer kleiner als angenommen, so ist ein längerer Betrieb der Anlage möglich.
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Es ist die Aufgabe der vorliegenden Erfindung, eine verbesserte Überwachung einer Windkraftanlage zu schaffen.
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Diese Aufgabe wird durch ein Verfahren zur Wirkungsgradüberwachung einer Windkraftanlage, eine Vorrichtung zur Wirkungsgradüberwachung einer Windkraftanlage, ein entsprechendes Computerprogramm und einem maschinenlesbaren Speichermedium mit einem darauf gespeicherten Computerprogramm gemäß den Hauptansprüchen gelöst. Vorteilhafte Ausgestaltungen ergeben sich aus den jeweiligen Unteransprüchen und der nachfolgenden Beschreibung.
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Dem vorgestellten Ansatz liegt die Erkenntnis zugrunde, dass ein Wirkungsgrad über eine Lebensdauer einer Windkraftanlage konstant ist, wenn keine Alterungserscheinungen oder Schäden den Wirkungsgrad beeinflussen. Über eine durch einen Wind bereitgestellte Leistung und eine daraus gewonnene Leistung der Windkraftanlage, beispielsweise als an einem Umrichter der Windkraftanlage ermittelbare elektrische Leistung, kann der Wirkungsgrad der Windkraftanlage bestimmt und dieser Wirkungsgrad überwacht werden.
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Vorteilhafterweise kann mit einfachen Mitteln unter Ausnutzung bekannter oder leicht ermittelbarer Größen eine Überwachung der Windkraftanlage realisiert werden.
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Der hier vorgestellte Ansatz schafft ein Verfahren zur Wirkungsgradüberwachung einer Windkraftanlage, wobei die Windkraftanlage einen Rotor und einen mit dem Rotor verbunden Triebstrang aufweist, wobei das Verfahren die folgenden Schritte aufweist:
Einlesen einer Eingangsleistung einer auf den Rotor wirkenden Windströmung und Einlesen von zumindest einer elektrischen und/oder mechanischen Leistung im Triebstrang der Windkraftanlage; und
Bestimmen eines Wirkungsgrades der Windkraftanlage unter Verwendung der Eingangsleistung und der elektrischen und/oder mechanischen Leistung, um den Wirkungsgrad der Windkraftanlage zu überwachen.
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Es wird vorgeschlagen, den Wirkungsgrad der Windenergieanlage im laufenden Betrieb zu überwachen. Ein LIDAR-System oder ein anderes Anemometer kann die Windgeschwindigkeit messen und damit die Eingangsleistung der Windströmung bestimmen. Die mechanische Leistung am Rotor kann ebenfalls in der Windkraftanlage gemessen werden. Damit kann ein aerodynamischer Wirkungsgrad der Windkraftanlage erhalten werden. Wenn dieser Wirkungsgrad absinkt, kann man auf Defekte oder Fehljustage etc. am Rotor schließen.
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Im Schritt des Einlesens kann eine Windgeschwindigkeit und ergänzend oder alternativ eine Luftdichte und ergänzend oder alternativ eine Lufttemperatur eingelesen werden. So kann die Eingangsleistung unter Verwendung der Windgeschwindigkeit und ergänzend oder alternativ der Luftdichte und ergänzend oder alternativ der Lufttemperatur und ergänzend oder alternativ einer Rotorfläche bestimmt werden.
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Mit einem dem Schritt des Einlesens vorausgehenden Schritt des Erfassens kann eine Windgeschwindigkeit und ergänzend oder alternativ eine Luftdichte und ergänzend oder alternativ eine Lufttemperatur erfasst werden. Durch ein LIDAR kann die über die Rotorfläche gemittelte Windgeschwindigkeit vor der Windkraftanlage sehr genau bestimmt werden.
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Im Schritt des Einlesens kann eine Drehgeschwindigkeit des Rotors und ergänzend oder alternativ ein Drehmoment einer Rotorwelle des Rotors und ergänzend oder alternativ zumindest ein Blattwurzelbiegemoment zumindest eines Rotorblatts des Rotors und ergänzend oder alternativ ein Drehmoment an einem Generator der Windkraftanlage und ergänzend oder alternativ eine Drehzahl des Generators und ergänzend oder alternativ eine elektrische Leistung an einem Umrichter der Windkraftanlage eingelesen werden. Die elektrische und ergänzend oder alternativ mechanische Leistung kann unter Verwendung der Drehgeschwindigkeit des Rotors und ergänzend oder alternativ dem Drehmoment der Rotorwelle und ergänzend oder alternativ dem zumindest einen Blattwurzelbiegemoment und ergänzend oder alternativ dem Drehmoment an dem Generator und ergänzend oder alternativ der Drehzahl des Generators und ergänzend oder alternativ der elektrischen Leistung an dem Umrichter bestimmt werden. Die mechanische Leistung am Rotor kann als Produkt des übertragenen Drehmoments M mit der Drehgeschwindigkeit ω bestimmt werden. Die Drehgeschwindigkeit ω an der Rotorwelle kann entweder direkt an der Rotorwelle gemessen werden oder alternativ kann bei einer Windkraftanlage mit Getriebe die Drehzahl des Generators gemessen und über die Getriebeübersetzung auf die Drehzahl der Rotorwelle zurückgerechnet werden. Das Drehmoment M an der Rotorwelle kann entweder direkt an der Rotorwelle gemessen werden, oder es können die Blattwurzelbiegemomente der Rotorblätter gemessen und anschließend das auf die Rotorwelle wirkende Moment als Summe der an den Rotorblättern wirkenden Biegemomente bestimmt werden.
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Im Schritt des Einlesens kann zumindest eine weitere elektrische und ergänzend oder alternativ mechanische Leistung im Triebstrang der Windkraftanlage eingelesen werden und im Schritt des Bestimmens kann ein weiterer Wirkungsgrad bestimmt werden.
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In einem dem Schritt des Bestimmens nachfolgenden Schritt des Überprüfens kann ein Unterschreiten eines vorabdefinierten Schwellwerts des Wirkungsgrads und ergänzend oder alternativ des weiteren Wirkungsgrads und ergänzend oder alternativ ein Verlassen eines vorabdefinierten Toleranzbereichs um einen Sollwert durch den Wirkungsgrad und ergänzend oder alternativ den weiteren Wirkungsgrad überprüft werden, um den Wirkungsgrad der Windkraftanlage zu überwachen.
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Es wird eine Vorrichtung zur Wirkungsgradüberwachung einer Windkraftanlage vorgestellt, wobei die Windkraftanlage einen Rotor und einen mit dem Rotor verbunden Triebstrang aufweist, wobei die Vorrichtung die folgenden Merkmale aufweist:
eine Schnittstelle zum Einlesen einer Eingangsleistung einer auf den Rotor wirkenden Windströmung und Einlesen von zumindest einer elektrischen und ergänzend oder alternativ mechanischen Leistung im Triebstrang der Windkraftanlage; und
eine Einrichtung zum Bestimmen eines Wirkungsgrades der Windkraftanlage unter Verwendung der Eingangsleistung und der elektrischen und ergänzend oder alternativ mechanischen Leistung, um den Wirkungsgrad der Windkraftanlage zu überwachen.
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Die Vorrichtung kann ein Anemometer zum Erfassen der Windströmung der Windkraftanlage aufweisen. Insbesondere kann die Vorrichtung ein LIDAR-System zur Messung der Windströmung umfassen.
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Von Vorteil ist auch ein Computerprogrammprodukt oder Computerprogramm mit Programmcode, der auf einem maschinenlesbaren Träger oder Speichermedium wie einem Halbleiterspeicher, einem Festplattenspeicher oder einem optischen Speicher gespeichert sein kann und zur Durchführung und/oder Ansteuerung der Schritte des Verfahrens nach einer der vorstehend beschriebenen Ausführungsformen verwendet wird, insbesondere wenn das Programmprodukt auf einem Computer oder einer Vorrichtung ausgeführt wird.
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Die Erfindung wird nachstehend anhand der beigefügten Zeichnungen beispielhaft näher erläutert. Es zeigen:
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1 eine schematische Darstellung einer Windkraftanlage mit einem Anemometer gemäß einem Ausführungsbeispiel der vorliegenden Erfindung;
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2 eine Darstellung einer Leistungskurve einer Windkraftanlage gemäß einem Ausführungsbeispiel der vorliegenden Erfindung;
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3 eine schematische Darstellung eines Rotors einer Windkraftanlage gemäß einem Ausführungsbeispiel der vorliegenden Erfindung;
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4 eine schematische Darstellung eines Triebstrangs einer Windkraftanlage gemäß einem Ausführungsbeispiel der vorliegenden Erfindung; und
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5 ein Ablaufdiagramm eines Verfahrens zur Leistungsüberwachung einer Windkraftanlage gemäß einem Ausführungsbeispiel der vorliegenden Erfindung.
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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.
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1 zeigt eine schematische Darstellung einer Windkraftanlage 100 mit einem Anemometer 102 gemäß einem Ausführungsbeispiel der vorliegenden Erfindung. Die Windkraftanlage weist einen Rotor 104 an einer Rotorwelle 106 auf. Auf den Rotor 104 wirkt ein Wind mit einem durch Vektoren 108 dargestellten Windfeld 108. Der Rotor 104 umfasst beispielsweise drei Rotorblätter 110, von denen zwei dargestellt sind und die eine Rotorfläche, gezeigt in 3, aufweisen. Ein Triebstrang der Windkraftanlage 100 ist zu einem großen Teil in einer Gondel 114 angeordnet und mit dem Rotor 104 wirkverbunden. Der Triebstrang umfasst die Rotorwelle 106, ein Getriebe, einen Generator und die zugehörigen Lager. Die Gondel 114 ist auf einem Turm 116 der Windkraftanlage 100 drehbar angeordnet.
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Die in 1 dargestellte Windkraftanlage 100 umfasst ein Anemometer 102, hier beispielsweise ein LIDAR 102, zur Vermessung des Windfelds 108 vor der Anlage. Das LIDAR-System 102 ist in der Nabe 118 angeordnet. Das LIDAR-System 102 scannt das Windfeld 108 vor der Windkraftanlage 100 und berechnet die mittlere Windgeschwindigkeit als Mittelwert des Windfelds 108. Alternativ kann das LIDAR-System 102 auch auf der Gondel 114 installiert werden.
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Das LIDAR-System 102 sitzt in der Nabe 118 oder auf der Gondel 114. Es vermisst die Windgeschwindigkeit vor der Windkraftanlage 100 durch einen Laserstrahl. Das Laser-Licht wird an Partikeln (Staub, Aerosole), die mit der Luft bewegt werden, reflektiert. Im LIDAR-System 102 wird dann die Dopplerverschiebung der Lichtfrequenz bestimmt, die ein Maß für die Geschwindigkeit der Luft vor der Windkraftanlage ist. Das LIDAR tastet mehrere Punkte im Windfeld 108 ab und kann so die mittlere Windgeschwindigkeit vor der Windkraftanlage vermessen.
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Die Leistung des Winds lässt sich berechnen als PWind = ½·ρ·F·v3 mit der betrachteten Rotorfläche F, der Luftdichte ρ und der Windgeschwindigkeit v. Die Luftdichte lässt sich aus der gemessenen Umgebungstemperatur und den bekannten Zusammenhängen zwischen Dichte und Temperatur einfach bestimmen. Durch ein LIDAR kann die über die Rotorfläche gemittelte Windgeschwindigkeit vor der Windkraftanlage sehr genau bestimmt werden. Unter Verwendung der angegebenen Formel lässt sich also die Leistung des auf die Anlage zuströmenden Windes berechnen.
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Die mechanische Leistung am Rotor kann als Produkt des übertragenen Drehmoments M und der Drehgeschwindigkeit ω bestimmt werden. Die Drehgeschwindigkeit ω an der Rotorwelle kann entweder direkt an der Rotorwelle gemessen werden oder alternativ kann bei einer Windkraftanlage mit Getriebe die Drehzahl des Generators gemessen und über die Getriebeübersetzung auf die Drehzahl der Rotorwelle zurückgerechnet werden.
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Das Drehmoment M an der Rotorwelle kann entweder direkt an der Rotorwelle gemessen werden, oder es können die Blattwurzelbiegemomente der drei Rotorblätter gemessen und anschließend das auf die Rotorwelle wirkende Moment näherungsweise als Summe der an den drei Rotorblättern wirkenden Biegemomente bestimmt werden.
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Es kann somit die mechanische Leistung an der Rotorwelle entsprechend Pwelle = Mwelle·ωwelle berechnet werden.
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Die mechanische Leistung am Generator lässt sich ebenfalls aus dem Drehmoment am Generator (welches vorgegeben wird und damit bekannt ist oder an der Generatorwelle gemessen werden kann), und der gemessenen Drehzahl des Generators berechnen: Pgen = Mgen·ωgen
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Am Umrichter kann zudem die elektrische Leistung Pel, bekannt sein, die in das Stromnetz eingespeist wird. Mit den berechneten Leistungen können nun verschiedene Wirkungsgrade an der Anlage bestimmt werden. Der aerodynamische Wirkungsgrad berechnet sich zu ηaero = cp = Pwelle/Pwind·
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Der Wirkungsgrad des Getriebes ist ηgetriebe = Pgen/Pwelle·
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Der Gesamtwirkungsgrad der Windkraftanlage ist ηwea = Pel/Pwind·
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Die genannten Wirkungsgrade, oder alternative Wirkungsgrade, die sich aus den bekannten Leistungen bestimmen lassen, können nun über die Lebensdauer der Windkraftanlage überwacht werden. Ändert sich ein Wirkungsgrad an der Anlage, so kann auf einen beginnenden Defekt geschlossen werden. Es ist beispielsweise denkbar, dass der aerodynamische Wirkungsgrad sinkt, wenn die Rotorblätter verschmutzen, oder die
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Blattoberfläche durch Erosion zerstört werden. Der Wirkungsgrad des Getriebes ηgetriebe nimmt ab, wenn aufgrund von beschädigten Zahnflanken oder Lagerschäden, etc. die Reibung im Getriebe zunimmt.
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Der Gesamtwirkungsgrad ηwea ist eine leicht verständliche Größe, die dem Betreiber einer Windkraftanlage eine direkte Interpretation seines Anlagenzustandes erlaubt. Sie ist dadurch hervorragend für eine Leistungsüberwachung (Performance-Monitoring) geeignet. Ist ein LIDAR-System bereits für andere Zwecke auf der Anlage installiert, so schafft ein Aspekt der vorgestellten Idee einen einfach umzusetzenden Zusatznutzen, der dann kostengünstig eine verbesserte Überwachung des Anlagenzustands erlaubt.
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Ein Aspekt der Erfindung ist es, den aerodynamischen Leistungsbeiwert und den Wirkungsgrad des Triebstrangs und der Gesamtanlage kontinuierlich zu überwachen und zu speichern. Hierdurch können Schäden am Rotor oder Antriebstrang und Verschleißerscheinungen frühzeitig und zuverlässig erkannt werden. Dieses Verfahren wird als Performance-Monitoring bezeichnet und stellt einer Ergänzung zur Zustandsüberwachung (Condition-Monitoring) und Lastüberwachung (Load-Monitoring) dar.
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Gezeigt wird eine kontinuierliche LIDAR-basierte Messung der Anströmung zur Bestimmung der Leistung des Windes, sowie der Messung der mechanischen und/oder elektrischen Leistung im Triebstrang, wobei die Leistungen zueinander ins Verhältnis gesetzt werden, und so der aerodynamische Leistungsbeiwert und verschiedene Wirkungsgrade der Windkraftanlage berechnet werden.
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2 zeigt eine Darstellung einer Leistungskurve 220 einer Windkraftanlage gemäß einem Ausführungsbeispiel der vorliegenden Erfindung. Bei der Windkraftanlage kann es sich um ein Ausführungsbeispiel einer in 1 gezeigten Windkraftanlage 100 handeln. In einem kartesischen Koordinatensystem ist auf der Abszisse die Windgeschwindigkeit in Metern pro Sekunde und auf der Ordinate die Leistung P in Megawatt dargestellt. Die dargestellte Leistungskurve zeigt ab einer Windgeschwindigkeit von ungefähr 12 Metern pro Sekunde eine konstante Leistung von fünf Megawatt. Dies entspricht der Nennleistung der zugrunde liegenden Windkraftanlage. Bis dahin steigt die Leistung näherungsweise ab einer Windstärke von zwei Metern pro Sekunde exponentiell an.
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Mit anderen Worten zeigt 2 die Leistungskurve 220 einer 5MW-Windkraftanlage. Im Teillastbereich, markiert als Region 2, soll die Anlage dem Wind die maximal mögliche Leistung entnehmen. Der Leistungsbeiwert Cp nimmt dort seinen maximalen Wert an. In Region 3 begrenzt die Anlage durch Pitchen der Rotorblätter die entnommene Leistung auf ihre Nennleistung. Der aerodynamische Leistungsbeiwert Cp wird dort absichtlich reduziert, sodass eine Überwachung nicht mehr sinnvoll ist.
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Die bei der Auslegung einer Windkraftanlage berechnete Leistungskurve wird im Rahmen der Zertifizierung vermessen. Dazu wird mithilfe eines Windmessmastes die Windgeschwindigkeit nahe der Windkraftanlage gemessen und zusammen mit der elektrischen Leistung der Anlage statistisch ausgewertet. Anschließend kann die Leistung in Abhängigkeit der mittleren Windgeschwindigkeit als sogenannte Leistungskurve (2) dargestellt werden. Der aerodynamische Leistungsbeiwert cp einer Windkraftanlage kann berechnet werden als Quotient der mechanischen Leistung an der Rotorwelle und der Leistung des Windes. Im Teillastbereich, wenn die Windkraftanlage noch nicht ihre Nennleistung erreicht hat, soll dieser Quotient möglichst groß sein, um eine optimale Leistungsausbeute zu erreichen. Der theoretische Maximalwert beträgt nach Betz cp,max = 16/27 = 59% und liegt bei der Berücksichtigung von Drallverlusten nach Schmitz unterhalb dieses Wertes. Reale Windkraftanlagen erreichen typischerweise einen Leistungsbeiwert von knapp 50%.
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3 zeigt eine schematische Darstellung eines Rotors 104 einer Windkraftanlage 100 gemäß einem Ausführungsbeispiel der vorliegenden Erfindung. Bei der Windkraftanlage kann es sich um ein Ausführungsbeispiel einer in 1 gezeigten Windkraftanlage 100 handeln. Der Rotor 104 weist drei Rotorblätter 110 auf, die mit einer Rotorwelle 106 verbunden sind. Die drei Rotorblätter 110 beschreiben in einer Kreisbewegung eine Rotorfläche 312. Auf die drei Rotorblätter 110 wirken aerodynamische Kräfte, die je ein Blattwurzelbiegemoment M1, M2, M3 bewirken.
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Der Rotor 104 einer Windkraftanlage 100 umfasst eine Einrichtung zur Messung der Blattwurzelbiegemomente. 3 zeigt die Messung der Blattwurzelbiegemomente an den Rotorblättern 110. Das antreibende Drehmoment berechnet sich als M = M1 + M2 + M3. Es entspricht dem aerodynamischen Moment, welches vom Wind auf die Anlage wirkt. Zur Messung der Blattwurzelbiegemomente können beispielsweise Dehnmessstreifen oder Fibre-Bragg-Sensoren eingesetzt werden.
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4 zeigt eine schematische Darstellung eines Triebstrangs einer Windkraftanlage 100 mit dem Rotor 104 und dem Umrichter U gemäß einem Ausführungsbeispiel der vorliegenden Erfindung. Der Treibstrang ist über die Rotorwelle 106 mit dem Rotor 104 wirkverbunden. Der Triebstrang umfasst ein Getriebe GB, einen Generator GE sowie einen Umrichter U. Die Rotorwelle 106 wird von einem Lager gehalten. Der Triebstrang der Windkraftanlage 100 bietet Messmöglichkeiten zur Leistungsbestimmung.
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4 zeigt den Triebstrang einer Windkraftanlage 100 mit Rotor 104, Getriebe GB, Generator GE und Umrichter U. Am Triebstrang kann an verschiedenen Stellen die übertragene Leistung bestimmt werden. Position 1 zeigt die Messung der Leistung an der Hauptwelle, indem dort die Drehzahl der Welle und das übertragene Drehmoment gemessen werden (z. B. durch Dehnmessstreifen). Die übertragene Leistung berechnet sich als das Produkt von Drehzahl und Drehmoment. Position 2 zeigt die Messstelle an der Welle des Generators. Auch dort können die Drehzahl und das Drehmoment gemessen werden. Im Umrichter U kann die elektrische Leistung des Generators genau berechnet werden, indem Strom und Spannung am Generator ausgewertet werden.
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5 zeigt ein Ablaufdiagramm eines Verfahrens 500 zur Wirkungsgradüberwachung einer Windkraftanlage gemäß einem Ausführungsbeispiel der vorliegenden Erfindung. Bei der Windkraftanlage kann es sich um ein Ausführungsbeispiel einer in 1 gezeigten Windkraftanlage 100 handeln. Das Verfahren 500 umfasst einen Schritt 510 des Einlesens und einen Schritt 520 des Bestimmens. Im Schritt 510 des Einlesens werden eine Eingangsleistung einer auf den Rotor wirkenden Windströmung und zumindest eine elektrische und/oder mechanische Leistung im Triebstrang der Windkraftanlage eingelesen.
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Im Schritt 520 des Bestimmens wird ein Wirkungsgrad der Windkraftanlage unter Verwendung der Eingangsleistung und der elektrischen und/oder mechanischen Leistung bestimmt, um den Wirkungsgrad der Windkraftanlage zu überwachen.
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Optional wird im Schritt des Einlesens eine Windgeschwindigkeit und/oder eine Luftdichte und/oder eine Lufttemperatur eingelesen und die Eingangsleistung unter Verwendung der Windgeschwindigkeit und/oder der Luftdichte und/oder der Lufttemperatur und/oder einer Rotorfläche bestimmt.
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Das dargestellte Verfahren 500 umfasst einen dem Schritt 510 des Einlesens vorausgehenden optionalen Schritt 530 des Erfassens einer Windgeschwindigkeit und/oder einer Luftdichte und/oder einer Lufttemperatur.
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Optional wird im Schritt 510 des Einlesens eine Drehgeschwindigkeit des Rotors und/oder ein Drehmoment einer Rotorwelle des Rotors und/oder zumindest ein Blattwurzelbiegemoment zumindest eines Rotorblatts des Rotors und/oder ein Drehmoment an einem Generator der Windkraftanlage und/oder eine Drehzahl des Generators und/oder eine elektrische Leistung an einem Umrichter der Windkraftanlage eingelesen und die elektrische und/oder mechanische Leistung unter Verwendung der Drehgeschwindigkeit des Rotors und/oder dem Drehmoment der Rotorwelle und/oder dem zumindest einen Blattwurzelbiegemoment und/oder dem Drehmoment an dem Generator und/oder der Drehzahl des Generators und/oder der elektrischen Leistung an dem Umrichter bestimmt.
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Optional wird im Schritt 510 des Einlesens zumindest eine weitere elektrische und/oder mechanische Leistung im Triebstrang der Windkraftanlage eingelesen und wird im Schritt 520 des Bestimmens ein weiterer Wirkungsgrad bestimmt.
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Das dargestellte Verfahren 500 umfasst einen dem Schritt 520 des Bestimmens nachfolgenden Schritt 540 des Überprüfens, in dem ein Unterschreiten eines vorabdefinierten Schwellwerts des Wirkungsgrads und/oder des weiteren Wirkungsgrads und/oder ein Verlassen eines vorabdefinierten Toleranzbereichs um einen Sollwert durch den Wirkungsgrad und/oder den weiteren Wirkungsgrad überprüft wird, um die Leistung der Windkraftanlage zu überwachen.
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Die gezeigten Ausführungsbeispiele sind nur beispielhaft gewählt und können miteinander kombiniert werden.
