WO2016091933A9

WO2016091933A9 - Verfahren und vorrichtung zum überwachen einer windenergieanlage

Info

Publication number: WO2016091933A9
Application number: PCT/EP2015/079089
Authority: WO
Inventors: Sebastian Grimm; Alexander Werkmeister; Sebastian Schmidt; Daniel Brenner
Original assignee: Robert Bosch Gmbh
Priority date: 2014-12-12
Filing date: 2015-12-09
Publication date: 2016-08-04
Also published as: DE102014225638A1; WO2016091933A1

Abstract

Es wird ein Verfahren zum Überwachen einer Windenergieanlage (100) vorgestellt, wobei die Windenergieanlage (100) einen einen Antriebsstrang (112) antreibenden Rotor (106) mit zumindest einem Rotorblatt (108) aufweist. Dabei umfasst das Verfahren zumindest einen Schritt des Bestimmens einer Eigenschaft eines Frequenzsignals bei zumindest einer charakteristischen Frequenz, wobei das Frequenzsignal eine in einen Frequenzraum transformierten Verlauf (124) einer Beschleunigung einer Komponente der Windenergieanlage (100) repräsentiert, sowie einen Schritt des Ermittelns einer eine Unwucht der Windenergieanlage (100) repräsentierenden Unwuchtinformation (126) unter Verwendung der Eigenschaft des Frequenzsignals, um die Windenergieanlage (100) zu überwachen.

Description

Verfahren und Vorrichtung zum Überwachen einer Windenergieanlage

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 immer höher gebaut und sind dadurch stärkeren

Belastungen ausgesetzt als noch vor ein paar Jahren. 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 aus einem in einen Frequenzraum transformierten Beschleunigungssignal, welches an einer Komponente des Antriebsstrangs erfasst wird, eine Information über eine Unwucht des Rotors gewonnen werden kann. Zusätzliche Signale können optional das Verfahren robuster gestalten. Der hier vorgestellte Ansatz schafft ein Verfahren zum Überwachen einer

Windenergieanlage, wobei die Windenergieanlage einen einen Antriebsstrang antreibenden Rotor mit zumindest einem Rotorblatt aufweist, wobei das Verfahren die folgenden Schritte aufweist:

Bestimmen einer Eigenschaft eines Frequenzsignals bei zumindest einer

charakteristischen Frequenz, wobei das Frequenzsignal eine in einen Frequenzraum transformierten Verlauf einer Beschleunigung einer Komponente der

Windenergieanlage repräsentiert; und

Ermitteln einer eine Unwucht der Windenergieanlage repräsentierenden

Unwuchtinformation unter Verwendung der Eigenschaft des Frequenzsignals, um die Windenergieanlage zu überwachen.

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. Ein Verlauf einer

Beschleunigung kann von einem Sensor wie beispielsweise einem

Beschleunigungssensor, einen Drehratensensor oder Gyroskop, einen

Drehwinkelsensor oder Inclinometer oder einem Dehnmessstreifen erfasst werden. Dabei kann der Sensor an einer Komponente der Windenergieanlage angeordnet sein. Dabei kann als Komponente der Windenergieanlage ein Rotorblatt des Rotors, eine Rotornabe, eine Rotorwelle oder eine Gondel der Windenergieanlage verstanden werden. Die Rotorwelle kann ausgehend von dem Rotor zumindest ein Lager, ein Getriebe mit zumindest einer Getriebestufe sowie einen Generator umfassen. Dabei kann eine Rotornabe zumindest zwei der Komponenten der Rotorwelle miteinander koppeln. Die Rotorwelle und die Rotornabe können eine gleiche Rotationsachse wie eine Rotorachse aufweisen. Der Rotor kann zumindest zwei Rotorblätter, insbesondere drei Rotorblätter aufweisen. Die über eine Zeit erfasste Beschleunigung

beziehungsweise der Beschleunigungsverlauf kann in den Frequenzraum transformiert werden, beispielsweise durch eine Fouriertransformation. Das Frequenzsignal kann eine Amplitude für Frequenzanteile des Beschleunigungssignals darstellen. 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.

Eine Komponente des Verlaufs der Beschleunigung kann eine Schwingung des Turms der Windenergieanlage quer zur Rotorachse repräsentieren. Der Sensor kann eine seitliche Turmkopfbeschleunigung oder eine seitliche Turmkopfschwingung erfassen und ein entsprechendes Beschleunigungssignal als Beschleunigungsverlauf oder

Verlauf der Beschleunigung bereitstellen. So kann der Verlauf der Beschleunigung eine Turmkopfbeschleunigung der Windenergieanlage über die Zeit oder über eine

Drehposition des Rotors repräsentieren. Im Schritt des Ermitteins kann die Unwuchtinformation unter Verwendung einer Drehzahl einer Komponente des Antriebsstrangs der Windenergieanlage ermittelt werden. So kann die Unwuchtinformation unter Verwendung einer Rotordrehzahl oder Generatordrehzahl ermittelt werden. Die Unwuchtinformation kann unter Verwendung eines Drehpositionsverlaufs ermittelt werden. Dabei kann der Drehpositionsverlauf eine Drehposition des Rotors der Windenergieanlage über die Zeit repräsentieren. So kann ein Beschleunigungsverlauf über die Drehposition eingelesen werden. Der

Drehpositionsverlauf kann unter Verwendung des Beschleunigungssignals oder des Beschleunigungsverlaufs bestimmt werden. Die zumindest eine charakteristische Frequenz kann unter Verwendung einer Drehzahl einer Komponente des Antriebsstrangs der Windenergieanlage bestimmt werden. Insbesondere kann die zumindest eine charakteristische Frequenz einer Rotordrehzahl des Rotors, einem Vielfachen der Rotordrehzahl oder einer Zahneingriffsfrequenz einer Getriebestufe des Antriebsstrangs entsprechen. In einer Ausführungsform kann die charakteristische Frequenz der doppelten Rotordrehzahl entsprechen. In einer

Ausführungsform kann die charakteristische Frequenz der Zahneingriffsfrequenz einer Getriebestufe entsprechen. So kann ein Signalanteil des Frequenzsignals ausgewertet werden, um einfach die Unwuchtinformation zu ermitteln. Im Schritt des Bestimmens kann als Eigenschaft des Frequenzsignals eine Amplitude oder ein Amplitudenverlauf des Frequenzsignals bei der charakteristischen Frequenz bestimmt werden. So kann eine Variation einer bestimmten Amplitude über die Zeit betrachtet werden. Alternativ kann ein absoluter Betrag der Amplitude einen Hinweis auf eine Unwucht liefern. So kann im Schritt des Ermitteins ein Überschreiten eines Schwellwerts der Amplitude ermittelt werden. Wenn die Amplitude des

Frequenzsignals bei einer charakteristischen Frequenz einen Schwellwert

überschreitet, kann auf eine Unwucht geschlossen werden und eine entsprechende Unwuchtinformation bereitgestellt werden. Ergänzend kann eine Amplitude bei einer ersten charakteristischen Frequenz in ein Verhältnis zu einer Amplitude bei einer zweiten charakteristischen Frequenz gesetzt werden, um die Unwuchtinformation zu ermitteln.

Ferner kann das Verfahren einen Schritt des Einlesens aufweisen. Im Schritt des Einlesens kann das Frequenzsignal, der Verlauf der Beschleunigung als ein

Beschleunigungssignal, die Drehzahl der Komponente des Antriebsstrangs, eine Rotordrehzahl des Rotors als Drehzahl der Komponente des Antriebsstrangs und/oder die Zahneingriffsfrequenz eingelesen werden. So können effizient die Informationen für den Schritt des Ermitteins bereitgestellt werden.

Ferner kann das Frequenzsignal ein Signal oder ein davon abgeleitetes Signal eines Beschleunigungssensors sein. Der Beschleunigungssensor kann an einem Rotorblatt des Rotors, an einer Rotornabe oder an der Komponente des Antriebsstrangs, wie beispielsweise einem Getriebe, einem Lager oder einem Generator, angeordnet sein.

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 sowie einen Generator 1 18 aufweisen. Weiterhin umfasst die Windenergieanlage 100 in dem dargestellten Ausführungsbeispiel eine Vorrichtung 120 zum Überwachen der Windenergieanlage 100 sowie zumindest einen Beschleunigungssensor 122. In dem in Fig. 1 dargestellten Ausführungsbeispiel ist ein Beschleunigungssensor 122 an der Getriebestufe 1 16 sowie an dem Generator 1 18 angeordnet. Weiterhin ist jeweils ein

Beschleunigungssensor 122 an den Rotorblättern 108 angeordnet. Der

Beschleunigungssensor 122 ist ausgebildet, eine auf ihn wirkende Beschleunigung zu erfassen und als ein Beschleunigungssignal 124 beziehungsweise als eine

Beschleunigungsinformation 124, einen Beschleunigungsverlauf 124 oder einen Verlauf 124 der Beschleunigung 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 einer Eigenschaft eines Frequenzsignals bei zumindest einer charakteristischen Frequenz eine eine Unwucht der Windenergieanlage repräsentierende Unwuchtinformation 126 zu ermitteln, um die Windenergieanlage 100 zu überwachen. Dabei repräsentiert das Frequenzsignal den in einen Frequenzraum transformierten Beschleunigungsverlauf 124 einer Komponente der Windenergieanlage 100. Dabei handelt es sich bei der Komponente der

Windenergieanlage 100 um die oben bereits aufgezählten Komponenten beziehungsweise um die Komponenten, an denen der Beschleunigungssensor 122 angeordnet ist oder angeordnet sein kann.

Die Vorrichtung 120 ist ausgebildet, eine Unwucht eines Rotorblatts 108 einer

Windenergieanlage 100 durch Messung der Amplitude einer von der Rotordrehzahl (1 p) abgeleiteten höherfrequenten Schwingung (2p oder höher, inklusive

Zahneingriffsfrequenzen fz) zu ermitteln. Diese Schwingungen können durch Sensoren 122 in den Rotorblättern 108, in der Rotornabe 109 oder im Antriebsstrang 1 12, das heißt in der Gondel 104 der Windenergieanlage 100 angeordneten Komponenten (beispielsweise an Getriebe 1 14, Lager, Generator 1 18) erfasst werden. Die ermittelte Unwucht 126 kann mittels einer Einzelblatt-Pitchsteuerung („Individual Pitch Control") ausgeglichen werden, soweit es sich um eine aerodynamische Unwucht handelt. Das Regelziel wäre hier die betreffenden Amplituden möglichst zu verringern

beziehungsweise über einen Drehwinkel Ω des Rotors 106 fest einzustellen.

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 (fz) der einzelnen Getriebestufen 1 16, der Turmeigenfrequenzen, der Rotordrehfrequenz (1 p) sowie der doppelten

Rotordrehfrequenz (2p) ermitteln. Als Sensoren 122 kommen hierfür beispielsweise Beschleunigungssensoren 122, Drehratensensoren (Gyroskope), Drehwinkelsensoren (Inclinometer) und Dehnmessstreifen in Betracht. Mittels Sensorik in der Gondel 104 der Windenergieanlagen 100 lassen sich beispielsweise die Generatordrehzahl, Rotordrehzahl sowie das übertragene Drehmoment ermitteln. Als Sensoren kommen hierfür beispielsweise Beschleunigungssensoren 122, 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 und Verfahren zur Minimierung der detektierten aerodynamischen Unwuchten. So wird eine Detektion von aerodynamischen Unwuchten und Massenunwuchten an

Windenergieanlagen und Minimierung von aerodynamischen Unwuchten ermöglicht. Vorteilhaft kann eine Veränderung, beispielsweise durch Alterung hervorgerufen, erkannt werden. Die Vorrichtung 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 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 handeln. Die Vorrichtung 120 umfasst zumindest eine

Einrichtung 230 zum Bestimmen sowie eine Einrichtung 232 zum Ermitteln. Dabei ist die Einrichtung 230 zum Bestimmen ausgebildet, eine Eigenschaft 234 eines

Frequenzsignals 236 bei zumindest einer charakteristischen Frequenz 238 zu bestimmen und die Einrichtung 232 zum Ermitteln ist ausgebildet, eine

Unwuchtinformation 126 unter Verwendung der Eigenschaft 234 des Frequenzsignals 236 zu ermitteln, wobei die Unwuchtinformation 126 eine Unwucht der

Windenergieanlage repräsentiert.

In dem in Fig. 2 dargestellten Ausführungsbeispiel weist die Vorrichtung 120 zum Überwachen der Windenergieanlage weitere optionale Schnittstellen und Einrichtungen auf. Eine Schnittstelle 242 zum Einlesen ist ausgebildet, ein Beschleunigungssignal 124 oder das Frequenzsignal 236 einzulesen. Optional ist die Schnittstelle 242 zum Einlesen weiterhin ausgebildet, eine Drehzahl 244 einer Komponente der

Windenergieanlage einzulesen.

Optional umfasst die Vorrichtung 120 zum Überwachen der Windenergieanlage eine Transformationseinrichtung 246, die ausgebildet ist, unter Verwendung des

Beschleunigungssignals 124 das Frequenzsignal 236 bereitzustellen. In dem in Fig. 2 dargestellten Ausführungsbeispiel weist die Vorrichtung 120 zum Überwachen der Windenergieanlage weiterhin eine optionale Steuereinrichtung 248 auf, die ausgebildet ist, ein Steuersignal 250 zur Ansteuerung zumindest eines

Pitchwinkel des zumindest eines Rotorblatts oder zur Ansteuerung eines Drehwinkels des Rotors der Windenergieanlage bereitzustellen.

In einem Ausführungsbeispiel ist die Einrichtung 230 zum Bestimmen ausgebildet, die charakteristische Frequenz 238 unter Verwendung der Drehzahl 244 zu bestimmen. So ist die Einrichtung 230 zum Bestimmen optional ausgebildet, als charakteristische Frequenz 238 die Rotordrehzahl des Rotors, die doppelte Rotordrehzahl des Rotors oder eine Zahneingriffsfrequenz einer Getriebestufe des Antriebsstrangs zu bestimmen und bereitzustellen.

Optional bestimmt die Einrichtung 230 zum Bestimmen als Eigenschaft 234 des Frequenzsignals 236 eine Amplitude bei der charakteristischen Frequenz 238.

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 Bestimmens einer Eigenschaft eines Frequenzsignals bei zumindest einer charakteristischen Frequenz sowie einen Schritt 364 des Ermitteins einer eine Unwucht der Windenergieanlage repräsentierende Unwuchtinformation unter Verwendung der im Schritt 362 des Bestimmens bestimmten Eigenschaft des Frequenzsignals, um die Windenergieanlage zu überwachen. Das Frequenzsignal repräsentiert dabei einen in einen Frequenzraum transformierten Verlauf einer Beschleunigung einer Komponente der Windenergieanlage.

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

110 Rotorwelle, Rotorachse

1 12 Antriebsstrang

1 14 Getriebe

1 16 Getriebestufe

1 18 Generator

120 Vorrichtung zum Überwachen

122 Beschleunigungssensor

124 Beschleunigungsinformation, Verlauf der Beschleunigung

126 Unwuchtinformation

230 Einrichtung zum Bestimmen

232 Einrichtung zum Ermitteln

234 Eigenschaft

236 Frequenzsignal

238 Frequenz

242 Schnittstelle zum Einlesen

244 Drehzahl

246 Transformationseinrichtung

248 Steuereinrichtung

250 Steuersignal

360 Verfahren zum Überwachen

362 Schritt des Bestimmens

364 Schritt des Ermitteins 470 Phasenlage

472 Rotordrehfrequenz

474 Rotordrehfrequenz

476 Signal

p Rotordrehfrequenz

536 Frequenzsignal

2p doppelte Rotordrehfrequenz

Fz Zahneingriffsfrequenz

Ω Drehposition

Claims

Ansprüche 1. Verfahren (360) zum Überwachen einer Windenergieanlage (100), wobei die Windenergieanlage (100) einen einen Antriebsstrang (1 12) antreibenden Rotor (106) mit zumindest einem Rotorblatt (108) aufweist, wobei das Verfahren (360) die folgenden Schritte aufweist: Bestimmen (362) einer Eigenschaft (234) eines Frequenzsignals (236; 536) bei zumindest einer charakteristischen Frequenz (238; p, 2p, fz), wobei das Frequenzsignal (236; 536) eine in einen Frequenzraum transformierten Verlauf (124) einer Beschleunigung einer Komponente der Windenergieanlage (100) repräsentiert; und

Ermitteln (364) einer eine Unwucht der Windenergieanlage (100)

repräsentierenden Unwuchtinformation (126) unter Verwendung der

Eigenschaft (234) des Frequenzsignals (236; 536), um die Windenergieanlage (100) zu überwachen.

2. Verfahren (360) gemäß Anspruch 1 , bei dem eine Komponente des Verlaufs (124) der Beschleunigung eine Schwingung des Turms (102) der

Windenergieanlage (100) quer zur Rotorachse (1 10) repräsentiert. 3. Verfahren (360) gemäß einem der vorangegangenen Ansprüche, bei dem die zumindest eine charakteristische Frequenz (238; p, 2p, fz) unter Verwendung einer Drehzahl einer Komponente des Antriebsstrangs (1 12) der

Windenergieanlage (100) bestimmt wird. 4. Verfahren (360) gemäß einem der vorangegangenen Ansprüche, bei dem die zumindest eine charakteristische Frequenz (238; 2p, fz) einem Vielfachen der Rotordrehzahl (p) des Rotors (106) entspricht.

5. Verfahren (360) gemäß einem der vorangegangenen Ansprüche, bei dem die zumindest eine charakteristische Frequenz (238; p, 2p, fz) einer Zahneingriffsfrequenz (f_z) eines Getriebestufe (1 16) des Antriebsstrangs (1 12) entspricht.

Verfahren (360) gemäß einem der vorangegangenen Ansprüche, bei dem im Schritt (362) des Bestimmens als Eigenschaft (234) des Frequenzsignals (236; 536) eine Amplitude und/oder ein Amplitudenverlauf des Frequenzsignals (236; 536) bei der charakteristischen Frequenz (238; p, 2p, f_z) bestimmt wird.

Verfahren (360) gemäß einem der vorangegangenen Ansprüche, mit einem Schritt des Einlesens des Frequenzsignals (236; 536) und/oder des Verlaufs

(124) der Beschleunigung als ein Beschleunigungssignal (124) und/oder der Drehzahl (244) der Komponente des Antriebsstrangs (1 12) und/oder einer Rotordrehzahl (p) des Rotors (106) als Drehzahl (244) der Komponente des Antriebsstrangs (1 12) und/oder der Zahneingriffsfrequenz (f_z).

Verfahren (360) gemäß einem der vorangegangenen Ansprüche, bei dem das Frequenzsignal (236; 536) ein Signal und/oder davon abgeleitetes Signal eines Beschleunigungssensors (122) ist, der an einem Rotorblatt (108) des Rotors (106) und/oder an einer Rotornabe (109) und/oder an der Komponente des Antriebsstrangs (1 12), wie beispielsweise einem Getriebe (1 14) und/oder einem Lager und/oder einem Generator (1 18), angeordnet ist.

Verfahren (360) gemäß einem der vorangegangenen Ansprüche, mit einem Schritt des Bereitstellens eines Steuersignals (250) zur Ansteuerung zumindest eines Pitchwinkels des zumindest einen Rotorblatts (108) des Rotors (106) und/oder Bereitstellen eines weiteren Steuersignals zur Ansteuerung eines Drehwinkels des Rotors (106), um eine aerodynamische Unwucht zu korrigieren.

Vorrichtung (120) zum Überwachen einer Windenergieanlage (100), wobei die Vorrichtung (120) Einrichtungen zum Ausführen eines Verfahrens (360) gemäß einem der vorangegangenen Ansprüche umfasst.

Windenergieanlage (100) mit einem Turm (102), einer auf dem Turm (102) angeordneten Gondel (104), einem an der Gondel (104) angeordneten Rotor (106) mit einer Mehrzahl von Rotorblättern (108) und mit einer Vorrichtung (120) gemäß Anspruch 10, wobei die Vorrichtung (120) in die

Windenergieanlage (100) integriert ist.

12. Computerprogramm, das dazu eingerichtet ist, alle Schritte eines Verfahrens (360) gemäß einem der vorangegangenen Ansprüche durchzuführen.

13. Maschinenlesbares Speichermedium mit einem darauf gespeicherten

Computerprogramm nach Anspruch 12.