WO2020115018A1

WO2020115018A1 - Verfahren zum betreiben einer windenergieanlage

Info

Publication number: WO2020115018A1
Application number: PCT/EP2019/083423
Authority: WO
Inventors: William MELI
Original assignee: Wobben Properties Gmbh
Priority date: 2018-12-03
Filing date: 2019-12-03
Publication date: 2020-06-11
Also published as: DE102018130636A1

Abstract

Die Erfindung betrifft ein Verfahren zum Erfassen einer Windbelastungssituation einer Windenergieanlage, wobei die Windenergieanlage einen Mast oder Turm und einen mit einer Rotordrehzahl drehenden Rotor mit einem oder mehreren Rotorblättern aufweist, wobei der Rotor durch einen Rotorradius gekennzeichnet ist, umfassend die Schritte Erfassen wenigstens einer auf ein Rotorblatt der Windenergieanlage wirkenden Blattbelastung als wenigstens ein Belastungssignal, Filtern des Belastungssignals zur Aufteilung in mehrere Frequenzanteile des Belastungssignals, wenigstens in einen Grundanteil und eine oder mehrere Harmonische, wobei das Filtern in Abhängigkeit der Rotordrehzahl durchgeführt wird, und die Rotordrehzahl beim Filtern als unmittelbare Größe eingeht, und Erzeugen eines die mehreren Frequenzanteile aufweisenden Bewertungssignals zur Verwendung zum Steuern der Windenergieanlage in Abhängigkeit eines oder mehrerer der Frequenzanteile.

Description

Verfahren zum Betreiben einer Windenergieanlage

Die vorliegende Erfindung betrifft ein Verfahren zum Erfassen einer Windbelastungssituation einer Windenergieanlage sowie ein Verfahren zum Betreiben einer Windenergieanlage und die vorliegende Erfindung betrifft eine entsprechende Windenergieanlage.

Windenergieanlagen sind bekannt, sie erzeugen elektrischen Strom aus Wind. Der Wind ist dabei die Energiequelle für die Windenergieanlage, gleichzeitig aber auch eine Belastung für die Windenergieanlage. Je stärker der Wind weht, umso mehr Leistung kann aus ihm auch entnommen werden. Allerdings sind dem Grenzen gesetzt und eine Windenergieanlage muss zu ihrem eigenen Schutz bei zu starkem Wind abgeregelt werden.

Die Belastung der Windenergieanlage wirkt zu einem großen Teil auf die Rotorblätter und damit auf den aerodynamischen Rotor. Eine Belastung hängt dabei nicht nur von einer absoluten Windstärke im Sinne einer singulären Größe statt, sondern es ist zu beachten, dass Wind sehr vielfältig sein kann. Besonders ist zu nennen, dass der Wind eine unterschiedliche Böigkeit aufweisen kann.

Es ist auch zu beachten, dass moderne Windenergieanlagen häufig Rotordurchmesser von 100 Metern und mehr haben können. Somit ergibt sich auch für eine solche Rotorfläche, also für den Bereich, den der Rotor überstreicht, ein Höhenunterschied von 100 oder mehr Metern. Über einen solchen Höhenunterschied können die Windgeschwindigkeiten zu demselben Zeitpunkt stark variieren, was auch als shear oder wind shear bezeichnet wird. Die Windgeschwindigkeit kann aber auch in anderen Richtungen variieren. Es kommt auch in Betracht, dass die Windrichtung variiert, was als Veer oder Wind-Veer bezeichnet wird.

Daraus ergibt sich für den Rotor und damit die Rotorblätter eine inhomogene Belastung. Es kann dabei vorteilhaft sein, eine solche inhomogene Belastung zu berücksichtigen. Um ein solches komplexes und auch über die Zeit veränderliches Belastungsfeld berücksichtigen zu können, können aufwendige Messverfahren eingesetzt werden. Bspw. kann über ein sog. LIDAR-System ein Windfeld erfasst werden. Solche Systeme sind aber teuer und jede Windenergieanlage müsste mit einem solchen Messsystem ausgestattet sein, um jeweils ein eigenes Windfeld zu erfassen. Dabei kommt hinzu, dass ein solches System bei zu stark verunreinigter Luft, was auch Niederschlag mit einbezieht, aber auch bei zu reiner Luft Messprobleme aufweisen kann.

Eine kostengünstige Lösung zum Erfassen einer Variation der Windgeschwindigkeit und/oder Windrichtung über die Höhe wird dem Dokument US 2018/01 19678 beschrie- ben. Dort wird vorgeschlagen, mehrere Druckfolien über die Höhe am Turm der Windenergieanlage zu verteilen, um dadurch ein Druckprofil und darüber die dort vorherrschende Windgeschwindigkeit und Windrichtung aufzunehmen. Daraus kann auch auf Bereiche oberhalb der Gondel hochgerechnet werden. Messwerte liegen in dem Bereich oberhalb der Gondel dadurch allerdings nicht vor. Auch größere Teilabweichungen kön- nen dadurch nicht optimal erfasst werden. Zudem erfolgt die Messung systembedingt im Bereich des Turms, so dass dadurch auch der Einfluss des Turms in die Messung einfließen kann.

Eine umfassende Erfassung der Windbelastung in der gesamten Rotorfläche ist dadurch allerdings nicht gegeben ist. Besonders für eine belastungsabhängige Regelung wäre es wünschenswert, Belastungsinformationen möglichst ohne Hochrechnung aus der gesamten Rotorfläche zu haben und/oder verwenden zu können.

Das Deutsche Patent- und Markenamt hat in der Prioritätsanmeldung zu vorliegender Anmeldung folgenden Stand der Technik recherchiert: DE 10 2005 058 081 A1 , DE 10 2015 1 12 155 A1 , US 2010/0014971 A1 , US 2015/0132129 A1 , US 2018/01 19678 A1 , US 2018/0219376 A1 , US 5 155 375 A sowie EP 2 447 527 A1.

Der vorliegenden Erfindung liegt somit die Aufgabe zugrunde, zumindest eines der o.g. Probleme zu adressieren. Insbesondere soll eine Lösung vorgeschlagen, bei der über Ort und/oder Zeit variierende Windbelastungen, insbesondere Windstärken und/oder Windrichtungen bzw. deren Auswirkungen über die gesamte Rotorfläche berücksichtigt wer- den können. Zumindest soll zu bisher bekannten Lösungen eine alternative Lösung vorgeschlagen werden. Erfindungsgemäß wird ein Verfahren nach Anspruch 1 vorgeschlagen.

Dies betrifft ein Verfahren zum Erfassen einer Windbelastungssituation einer Windenergieanlage, die einen mit einer Rotordrehzahl drehenden Rotor mit einem oder mehreren Rotorblättern aufweist. Insbesondere weist der Rotor, der hier auch als aerodynamischer Rotor bezeichnet werden kann, drei Rotorblätter auf. Es handelt sich dabei um eine sog. Horizontalachsenwindenergieanlage. Der Rotor dreht sich also im Wesentlichen um eine horizontale Achse, die auch um ein paar Grad gekippt sein kann, im Wesentlichen aber waagerecht ist, und weist dabei zum Wind, der die Rotorblätter und damit den Rotor antreibt. Das Verfahren ist dabei auch ein Verfahren zum Betreiben einer Windenergieanlage, weil Windenergieanlage vorzugsweise abhängig der erfassten Windbelastungssituation betrieben wird.

In einem Schritt wird wenigstens eine auf ein Rotorblatt der Windenergieanlage wirkende Belastung als ein Belastungssignal erfasst. Das Verfahren kann dabei auch auf ein Belastungssignal angewendet werden, das eine Abhängigkeit von einer Drehzahl aufweist. Ein solches drehzahlabhängiges Belastungssignal wird auch später noch genauer erläutert. Das Belastungssignal kann am Blatt, z.B. an der Blattwurzel, aber auch anderswo gemessen werden. Bspw. kommt auch ein Nabenbiegemoment in Betracht, besonders ein Gierrmoment und/oder ein Nickmoment. Ein solches Nabenbiegemoment kann dabei mit der Drehzahl variieren, also bspw. kann ein Nickmoment immer dann einen besonders hohen Wert aufweisen, wenn ein Rotorblatt senkrecht nach oben steht und dort oben besonders starken Wind empfängt. Auch kommt in Betracht, dass ein besonders großes Nickmoment oder eine besonders große Variation des Nickmoments auftritt, wenn ein Rotorblatt des Rotors senkrecht nach unten steht, also beim sog. Turmdurchgang.

Eine weitere Möglichkeit der Erfassung einer Blattbelastung und damit eines Blattbelastungssignals ist eine Blattbelastung bzw. ein Blattbelastungssignal, das für eine Belastung in Schwenkrichtung steht. Also die Richtung, in die das Rotorblatt verschwenkt und verdreht werden kann, was üblicherweise auch als Pitchen bezeichnet wird. Ein solches Belastungssignal könnte auch insoweit ein Blattdrehmoment darstellen, nämlich ein Drehmoment des Blattes um seine Schwenkachse, die ähnlich der Blattlängsachse ist. Es kommt aber auch das Erfassen bzw. Betrachten eines Blatttorsionsbiegesignals oder entsprechend Blatttorsionsbiegemomentes in Betracht, also eine Torsionsbelastung. Diese kann wie ein Belastungsmoment in Schwenkrichtung auftreten, kann aber auch an einer anderen Stelle im Rotorblatt als an der Blattwurzel wirken. Ein solches Blattbelastungssignal bzw. die entsprechende Blattbelastung kann mit einer Pitchrate zusammen- hängen. Die Pitchrate kann als Drehzahlsignal auftreten und berücksichtigt werden.

Als eine Erfassung kommt auch eine Belastungsmessung, bspw. durch Dehnungsmessstreifen an der Rotorblattwurzel, in Betracht. Vorzugweise können an jeder Rotorblattwurzel wenigstens zwei Dehnungsmessstreifen bzw. Dehnungsmessanordnungen vorgesehen sein, um eine Belastung in mehrere Richtungen erfassen zu können. Weiterhin wird vorgeschlagen, das Belastungssignal zu filtern, um es in mehrere Frequenzanteile aufzuteilen, nämlich wenigstens in einen Grundanteil und eine oder mehrere Harmonische. Dabei wird das Filtern in Abhängigkeit der Rotordrehzahl durchgeführt und die Rotordrehzahl geht beim Filtern als unmittelbare Größe ein. Besonders wird der Grundanteil und damit eine Grundfrequenz durch die Rotordrehzahl bestimmt. Das Belastungssignal wird somit einer Frequenzanalyse unterzogen, wobei zumindest der Grundanteil und wenigstens eine Harmonische betrachtet werden. Somit geht die Betrachtung über eine absolute Betrachtung der Belastung hinaus und sie geht auch über die Betrachtung einer einzelnen Schwingung hinaus.

Es wird dann ein die mehreren Frequenzanteile aufweisendes Bewertungssignals er- zeugt, das zur Verwendung zum Steuern der Windenergieanlage dient. Damit kann ein Steuern der Windenergieanlage in Abhängigkeit eines oder mehrerer der Frequenzanteile durchgeführt werden. Dabei kann jedem Frequenzanteil eine eigene Steueraufgabe zukommen. Somit können aus einem Belastungssignal mehrere unterschiedliche Steueraufgaben abgeleitet werden. Gemäß einer Ausführungsform wird vorgeschlagen, dass jeweils einer der Frequenzanteile einen Gleichanteil, einen Grundanteil oder eine höhere Harmonische des Belastungssignals ist, wobei die Rotordrehzahl die Frequenz bestimmt, die dem Grundanteil zu Grunde liegt. Der Grundanteil wird also durch die Rotordrehzahl bestimmt und weist dabei besonders die Rotordrehzahl oder ein Vielfaches davon als Frequenz auf, die somit auch als Grundfrequenz des Belastungssignals bezeichnet werden kann. Besonders soll eine der Rotordrehzahl entsprechende Frequenz, multipliziert mit der Anzahl der Rotorblätter des Rotors, diese Grundfrequenz bilden. Dreht sich also bspw. ein Rotor mit drei Rotorblättern mit einer Drehzahl von 12 U/min, so entspricht dies einer Frequenz von 0,2 Hz. Wegen der drei vorhandenen Rotorblätter ergibt sich somit das dreifache als Grundfrequenz, im genannten Beispiel also 0,6 Hz. Dieser Grundanteil, also der Anteil des Belastungssignals mit dieser Grundfrequenz als seine Frequenz, kann bspw. Aufschluss über eine Belastung am Turmdurchgang geben.

Der Gleichanteil kann Aufschluss über eine gleichbleibende Belastung geben und damit über eine Belastung, die auf eine mittlere Windgeschwindigkeit zurückzuführen ist. Diese mittlere Windgeschwindigkeit kann sowohl eine zeitliche als auch eine örtliche Mittelung beinhalten, nämlich eine Mittelung über die gesamte Rotorfläche. Höhere Harmonische des Belastungssignals können Aufschluss über Schwingungen des Rotorblatts ergeben und das wiederum kann Aufschluss über den Ort geben, an dem eine Windbelastung am Rotorblatt auftritt. Besonders kann eine höhere Harmonische auf eine Belastung weiter außen am Rotorblatt hinweisen bzw. darauf zurückgeführt werden. Eine solche Ortsangabe am Rotorblatt bezieht sich üblicherweise auf den Rotor, von dem das Blatt ein Teil ist. Ein Ort weiter innen ist somit ein Ort zur Blattwurzel, also zur Rotornabe hin, wohingegen ein Ort weiter außen ein Ort zur Blattspitze des Rotorblattes hin ist.

Somit wird vorzugsweise auch vorgeschlagen, dass aus den Frequenzanteilen ein Windprofil abgeleitet wird. Besonders kann somit über die höheren Harmonischen des Belas- tungssignals eine Windbelastung in Bezug auf ihre Position am Rotorblatt, also ihre radiale Position der Rotorfläche, bezogen auf die Drehachse, festgestellt werden. Mit zusätzlicher Kenntnis der absoluten Position des Rotors und damit der Drehposition des Rotorblattes kann damit der Ort der betrachteten Windbelastung in der Rotorfläche bestimmt werden. Aus der Gesamtheit solcher ortsbezogenen Belastungen kann dann das Windprofil abgeleitet werden. Ein solches Windprofil kann dabei als Belastungsprofil vorliegen, aber auch gemäß einer Ausführungsform in Windgeschwindigkeiten umgerechnet werden, um dadurch ein Windfeld im Bereich der Rotorebene zu bestimmen.

Auf die gleiche Art und Weise, wie aus den Frequenzanteilen ein Windprofil abgeleitet bzw. bestimmt wird, kann außerdem oder alternativ auch ein Belastungsprofil abgeleitet bzw. bestimmt werden. Ein Belastungsprofil ist insoweit besonders eine Belastung des Rotors und damit auch der Rotorblätter. Das Belastungsprofil kann angeben, wo in der Rotorfläche welche Belastung vorliegt. Ein Windprofil übt besonders eine Belastung auf die Rotorblätter aus, so dass auch ein Belastungsprofil an den Rotorblättern entsteht. Somit wird besonders bevorzugt ein Belastungsprofil der Rotorblätter abgeleitet. Das kann besonders bedeuten, dass dort, wo das Windprofil schwachen Wind aufweist, eine geringe Belastung resultiert, und dort, wo der Wind stark und/oder turbulent ist, eine höhere Belastung resultiert. Wird statt eines Windprofils ein Belastungsprofil betrachtet, so kann dieses unmittelbar in eine Steuerung einwirken, die eine Belastung der Windenergieanlage, also insbesondere eine Belastung des Rotors steuert.

Gemäß einer Ausführungsform wird vorgeschlagen, dass das Windprofil bzw. das Belastungsprofil abhängig eines aktuell erfassten Belastungssignals und abhängig wenigstens eines zeitlich zurückliegenden Belastungssignals bestimmt wird. Hier wird besonders vorgeschlagen, dass aus dem, zeitlich zurückliegenden Belastungssignal bereits ein Windprofil oder Belastungsprofil bekannt ist. Dieses kann somit für die aktuelle Steuerung berücksichtigt werden, denn es liegt schon vor. Es betrachtet insoweit vergangene Belastungen, die aber so ähnlich auch weiterhin zu erwarten sind, denn sie liegen nicht weit zurück. Vorzugsweise liegen sie nur um die Zeit zurück, die der Rotor für eine Umdre- hung benötigt, evtl geteilt durch die Anzahl Rotorblätter. Dadurch wird besonders verhindert, dass das Windprofil oder Belastungsprofil erst erfasst wird, wenn es nicht mehr relevant ist. Das aktuelle Belastungssignal kann besonders zum Verbessern der zurückliegenden Belastung verwendet werden.

Dabei wird besonders vorgeschlagen, dass das zeitlich zurückliegende Belastungssignal in einer vorigen Umdrehung oder Teilumdrehung des Rotors aufgenommen wurde. Also die unmittelbar vor der aktuell durchgeführten Umdrehung stattgefundene Umdrehung liefert die Informationen für die aktuelle Umdrehung des Rotors. Bei einem Rotor mit mehreren Rotorblättern wird bevorzugt vorgeschlagen, dass das zeitlich zurückliegende Belastungssignal in einer Teilumdrehung des Rotors aufgenommen wurde, die dem Abstand von einem zum nächsten Rotorblatt entspricht. Bei einem Rotor mit drei Rotorblättern beträgt eine solche Teilumdrehung somit 1/3 Umdrehung des Rotors.

Das zeitlich zurückliegende Belastungssignal kann dabei natürlich auch von noch früheren Werten abhängen.

Vorzugsweise wird vorgeschlagen, dass das Windprofil bzw. das Belastungsprofil abhän- gig eines vorigen Windprofils bzw. Belastungsprofils und abhängig eines aktuell erfassten Belastungssignals bestimmt wird. Damit wird im Ergebnis das vorige Windprofil bzw. vorige Belastungsprofil durch das aktuell erfasste Belastungssignal verbessert oder adaptiert. Es entsteht dann ein neues Windprofil bzw. Belastungsprofil und das kann wiederum im nächsten Schritt, also insbesondere in der nächsten Umdrehung oder Teilumdrehung, erneut mit aktuell erfassten Werten, also einem neu erfassten Belastungssignal angepasst werden.

Gemäß einer Ausführungsform wird vorgeschlagen, dass jeder Frequenzanteil durch einen Frequenzwert gekennzeichnet ist. Ein Frequenzwert kann auch den Wert 0 aufweisen, wodurch dann der Gleichanteil gekennzeichnet ist. Die Kennzeichnung durch einen Frequenzwert kann auch normiert oder symbolisch erfolgen. Der Grundanteil kann somit bspw. im normierten Fall mit 1 gekennzeichnet werden und die höheren Harmonischen jeweils mit einer Zahl, die dem Vielfachen ihres Frequenzwertes bezogen auf den Fre- quenzwert des Grundanteils entspricht. Dazu wird vorgeschlagen, dass eine Verarbeitung der Frequenzanteile jeweils in Abhängigkeit ihres Frequenzwertes erfolgt. Es wird also für einen Frequenzanteil geprüft, welchen Frequenzwert er aufweist und davon abhängig erfolgt dann die Auswertung dieses Frequenzanteils bzw. eine Berücksichtigung dieses Frequenzanteils. Der Frequenzwert kennzeichnet also, ob der betreffende Frequenzanteil der Gleichanteil ist, der Grundanteil ist, oder eine höhere Harmonische ist und im Falle einer höheren Harmonischen kennzeichnete der Frequenzwert auch, um welche höhere Harmonische es sich bei dem jeweiligen Frequenzanteil handelt. Die Frequenzanteile werden somit im Grunde durch ihren Frequenzwert klassifiziert und davon abhängig können sie unterschiedlich behandelt werden. Insbesondere wird vorgeschlagen, dass diese Verarbeitung der Frequenzanteile je nach Frequenzwert gemäß wenigstens einer Vorschrift erfolgt aus der Liste, die folgende Vorschriften aufweist, die in der Liste nachfolgend auch erläutert sind:

Zuordnen des Gleichanteils einer mittleren Windgeschwindigkeit: Wird also durch den Frequenzwert, der also dann 0 beträgt, der Gleichanteil gekennzeichnet, wird dieser Gleichanteil einer mittleren Windgeschwindigkeit zugeordnet. Diese Zuordnung ist insoweit bereits ein erster Verarbeitungsschritt. Dieser so zugeordnete Gleichanteil kann dann entsprechend weiterverarbeitet und verwendet werden, nämlich derart, dass hieraus besonders die mittlere Windgeschwindigkeit abgeleitet wird. Es kann aber auch eine weitere Verwendung zur Steuerung vorgenom- men werden und somit kann die Steuerung für Steuerungsschritte, die von der mittleren Windgeschwindigkeit abhängen, diesen Gleichanteil bzw. eine daraus abgeleitete mittlere Geschwindigkeit, als mittlere Windgeschwindigkeit verwenden. Insoweit kann dieser weiter verarbeitete Gleichanteil bei der Steuerung entsprechend als Eingangssignal für die mittlere Windgeschwindigkeit eingehen. Im Übrigen kann ein solcher Gleichanteil auch als Schlaganteil oder Schwenkanteil interpretiert werden. Als Schlaganteil wird insoweit eine Belastung im Wesentlichen in axialer Richtung, also bezogen auf die Rotorachse, angesehen. Ein Schwenkanteil ist hingegen einer, der in Drehrichtung des Rotors wirkt, also in Umfangsrich- tu ng um die Rotorachse.

Zuordnen des Grundanteils des Belastungssignals einem Turmschatteneffekt, der auftritt, wenn das Rotorblatt den Turm und damit einen Turmschatten passiert: Der Turm der Windenergieanlage bremst den Wind, so dass der Wind im Bereich des Turmes deutlich schwächer ist als im übrigen Bereich der Rotorfläche und dieser Bereich der abgebremsten Windgeschwindigkeit wird als Turmschatten bezeichnet. Immer wenn ein Rotorblatt den Turm und damit den Turmschatten passiert, ändert sich die Windbelastung auf dem Rotorblatt. Zur Weiterverarbeitung wird somit der Frequenzwert betrachtet, der den Grundanteil kennzeichnet, im normierten Fall also der Wert 1. Der Frequenzanteil dieses Frequenzwertes wird dann dem Turmschatteneffekt zugeordnet. Besonders eine Steuerung, die einen solchen Turmschatteneffekt berücksichtigt, kann dann dieses Signal, also diesen zugeordneten Frequenzanteil verwenden. Das kann besonders für eine Einzelblattverstellung in Betracht kommen, die jedes Blatt individuell im Bereich des Turmdurchgangs verändert, um die Blattstellung an diese veränderte Belastungssituation im Bereich des Turmschattens anzupassen.

Zuordnen des Grundanteils des Belastungssignals einer örtlichen Variation des Windfeldes: Im einfachsten Fall ist der Wind im oberen Bereich der Rotorfläche stärker als im unteren Bereich. Das führt zu einer entsprechend variierenden Belastung, die sich in dem Grundanteil bemerkbar machen. Diese örtliche Variation kann somit diesem Grundanteil zugeordnet werden, der wiederum durch den entsprechenden Frequenzwert gekennzeichnet ist. Diese örtliche Variation kann somit durch den Grundanteil erfasst werden. Außerdem oder alternativ kann somit dieser Grundanteil auch in eine Steuerung einfließen, die diese örtliche Variation des Windfeldes berücksichtigt. Das kann wie beim Turmschatteneffekt eine Einzelblatt- Verstellung sein. Es kommt aber auch außerdem oder alternativ in Betracht, hier auch eine Berücksichtigung oder Teilberücksichtigung durch eine Azimutverstellung durchzuführen.

Die örtliche Variation des Windfeldes kann eine Variation der Windstärke abhängig des Ortes in der Rotorfläche sein, es kommt aber auch zusätzlich oder alternativ in Betracht, dass diese örtliche Variation des Windfeldes eine Variation der Windrichtung betrifft. Insoweit das Belastungssignal auch Belastungsrichtungen aufnimmt, wenn also bspw. an der Blattwurzel mehrere zueinander um die Blattwurzel herum versetzt angeordnete Dehnungsmessstreifen die Belastung aufnehmen, kann so- mit auch die Variation der Windrichtung des Windes in der Rotorfläche berücksichtigt werden.

Zuordnen der zweiten und/oder dritten Harmonischen des Belastungssignals einer Windbelastung in einem äußeren Bereich des Rotorblattes: Der äußere Bereich kann insbesondere als der Bereich von 60-90 % des Rotorradius definiert werden. Es wird somit der Frequenzanteil betrachtet, der durch einen Frequenzwert gekennzeichnet ist, der den doppelten oder dreifachen Frequenzwert des Grundanteils entspricht.

Es wurde besonders erkannt, dass sich eine Windbelastung in diesem äußeren Bereich in der zweiten und/oder dritten Harmonischen des Belastungssignals wie- derspiegelt. Durch Berücksichtigung dieser zweiten und/oder dritten Harmonischen kann somit eine Belastung in diesem äußeren Bereich erkannt werden, ohne dass dafür dort gezielt ein Sensor benötigt wird. Es kann also bspw. reichen, dass ein Sensor an einer Blattwurzel, insbesondere an jeder Blattwurzel, angeordnet ist und das Belastungssignal aufnimmt. Aus diesem Belastungssignal wird die zweite und/oder dritte Harmonische durch Filtern extrahiert und gibt dann Aufschluss über diese Belastung in diesem äußeren Bereich. Das ist nur ein Beispiel und besonders kann auch ein anderer Sensor, stattdessen oder zusätzlich, verwendet werden, z.B. an einem Achszapfen, um den sich der aerodynamische Rotor dreht und auf dem er gelagert ist. Ein solcher Sensor kann auch an einem anderen Bereich einer Lagerung des Rotors angeordnet sein, wenn bspw. der aerodynamische Rotor anders als über einen Achszapfen gelagert ist.

Diese Belastung kann also erkannt werden, ggf. kann sie auch speziellen Orten in der Rotorfläche zugeordnet werden, wenn die konkrete Position des Rotors jeweils mit berücksichtigt wird. Es kommt auch hier, wie in allen Fällen, in Betracht, dass diese Erkenntnis und somit die zweite und/oder dritte Harmonische des Belastungssignals, in eine Steuerung einfließt.

Eine solche Berücksichtigung in der Steuerung kann bspw. bedeuten, dass aus dieser Belastung im äußeren Bereich auf eine Verdrehung in diesem äußeren Be- reich geschlossen werden kann. Darauf basierend kann dann geprüft werden, wie weit eine solche Verdrehung zu einem noch zulässigen oder nicht mehr zulässigen Anstellwinkel zwischen Luftanströmung und Blatt führt. Dem kann durch eine entsprechende Pitchverstellung entgegengewirkt werden. Eine solche Blattverstellung kann zyklisch, für jedes Blatt individuell und/oder auch für alle Blätter gleich und dauerhaft vorgenommen werden.

Zuordnen der zweiten Harmonischen des Belastungssignals einer Schräganströ- mung: Eine Schräganströmung ist eine Anströmung in der Rotorfläche, die nicht der Azimutausrichtung der Windenergieanlage bzw. ihres Rotors entspricht. Mit anderen Worten kommt der Wind insgesamt nicht genau von vorne auf den Rotor geströmt. Es wurde erkannt, dass sich auch dies in der zweiten Harmonischen des Belastungssignals wiederspiegeln kann. Dieses Belastungssignal kann also über ihren Frequenzwert identifiziert werden und dann zur Beurteilung der Schräganströmung herangezogen werden. Entsprechend kann dies zu einer Berücksichti- gung in der Steuerung derart erfolgen, dass die Azimutstellung der Windenergieanlage verändert wird.

Zuordnen der dritten, vierten und/oder noch höheren Harmonischen des Belastungssignals einer Turbulenzeigenschaft des Windes, insbesondere so, dass von umso stärkeren Turbulenzen ausgegangen wird, je größer die dritte, vierte bzw. noch höhere Harmonische des Belastungssignals ist: Somit wurde erkannt, dass besonders die dritte, vierte und noch höhere Harmonische Aufschluss über Turbulenzen des Windes liefert, dass also die Turbulenzen sich in diesen Harmonischen wiederspiegeln. Eine Stärke der Turbulenzen, insbesondere eine Turbulenzintensität kann sich aus den absoluten Werten dieser Harmonischen ergeben. Es kommt zur Auswertung aber auch in Betracht, diese dritte, vierte und/oder höhere Harmonische in Bezug zum Grundanteil zu setzen. Es kann bspw. ein Quotient von dem Frequenzanteil der dritten Harmonischen des Belastungssignals zu dem Frequenzanteil des Grundanteils des Belastungssignals gebildet werden. Je größer dieser Quotient ist, umso stärker sind die Turbulenzen. Auch davon abhängig kann die Steuerung der Windenergieanlage beeinflusst werden. Turbulenzen sind Windschwankungen und zur Steuerung kann bspw. berücksichtigt werden, wie starke Windgeschwindigkeitsänderungen bei der jeweils aktuellen Blattstellung zugelassen werden können. Entsprechend kann ggf. eine Blattverstellung, also ein Pitchen, durch die Steuerung veranlasst werden. Auch hier kann ein solches Pitchen individuell oder für alle Rotorblätter einheitlich durchgeführt werden.

Besonders kommt auch in Betracht, dass die Erkenntnisse aus den unterschiedlichen Frequenzanteilen, besonders gemäß vorstehend erläuterten Zuordnungen, kombiniert werden. Bspw. kann eine Turbulenzstärke einem konkret erfassten Windfeld zugeordnet werden. Neben örtlicher Variationen der Windstärke und/oder der Windrichtung kann dann auch eine örtliche Variation der Turbulenzintensität oder Turbulenzstärke erfasst werden. Ggf. kann sich die Steuerung darauf einsteilen.

Ob die dritte, vierte oder höhere Harmonische einer Turbulenzeigenschaft des Windes zugeordnet wird, kann auch vom Messort abhängen, nämlich wo an der Windenergieanlage der Sensor installiert ist. Dazu kommt besonders eine Installation an der Nabe oder dem Turmkopf in Betracht. Es wird vorgeschlagen, abhängig vom Messort zu transformieren, die Transformation also daran anzupassen und/oder die Interpretation daran anzupassen. Gemäß einer Ausführungsform wird vorgeschlagen, dass das Belastungssignal in Abhängigkeit eines Blattverstellwinkels des Rotorblattes über eine trigonometrische Umrechnung in eine vorbestimmte Belastungsrichtung umgerechnet wird, insbesondere in eine Belastungsrichtung in Achsrichtung des Rotors und/oder in eine Drehrichtung des Rotors. Hier liegt besonders der Gedanke zugrunde, dass das Belastungssignal am Rotorblatt, insbesondere an der Blattwurzel des Rotorblattes aufgenommen wird. Besonders kommt hier in Betracht, dass von dem Blatteinstellwinkel des Rotorblattes somit nicht nur die Stellung des Rotorblattes als solches abhängt, sondern damit auch die Position des entsprechenden Sensors. Das von einem solchen Sensor aufgenommene Belastungssignal wird somit nicht immer gleich interpretiert, sondern die Interpretation hängt von dem Blattverstellwinkel des Rotorblattes ab, also von der Stellung des Rotorblattes.

Hier liegt aber auch die Erkenntnis zugrunde, dass das Belastungssignal zusätzlich zu den bereits genannten Aufteilungen über Filtern auch noch in seiner Richtung aufgeteilt werden kann. Eine abgeleitete Belastungsrichtung in Achsrichtung gibt dann besonders Aufschluss über eine sog. Schlagbelastung des Rotors. Besonders frontale Belastungen auf die Rotorfläche werden hier berücksichtigt. Belastungen in eine Drehrichtung des Rotors, besonderes in die Drehrichtung, in die sich der Rotor auch dreht, können außerdem abgeleitet werden und lassen andere Schlüsse zu, als die Berücksichtigung in Achsrichtung. Eine Belastung in Drehrichtung, was auch als tangentiale Richtung oder Schwenkrichtung bezeichnet werden kann, kann Hinweise zum mechanischen Drehmoment liefern. Ein solches mechanisches Drehmoment kann dabei in der Anlagensteuerung Berücksichtigung finden, besonders kann abhängig davon eine Abgabeleistung und/oder ein Drehmoment eingestellt werden. Eine solche davon abhängige Einstellung des Drehmoments kommt bei einem vorzugsweise verwendeten fremderregten Synchrongenerator durch Steuerung eines Erregerstellers in Betracht, der einen Erregerstrom des Erregerfeldes des fremderregten Synchrongenerators steuert. Ein Drehmoment kann aber auch im Falle eines Synchrongenerators, sei er nun fremderregt oder permanenterregt, über eine entsprechende Ansteuerung der Statorströme bzw. eines Statorstroms eingestellt werden. Die genannte Erfassung der Belastung in Drehrichtung kann somit für eine solche Steuerung, was grundsätzlich immer auch eine Rege- lung betreffen kann, einfließen.

Gemäß einer Ausführungsform wird vorgeschlagen, dass jeder Frequenzanteil der Belastungsgröße jeweils durch einen Phasor beschrieben wird. Der Gleichanteil kann davon sinnvollerweise ausgenommen werden, da er schlecht als sinusförmige Größe bezeichnet werden kann. Natürlich kommt auch in Betracht, solche weiteren Frequenzan- teile davon auszunehmen, die besonders keine steuerungs- und regelungstechnische Weiterverarbeitung erfahren.

Ansonsten wird diese Beschreibung jeweils eines Frequenzanteils durch einen Phasor besonders für den Grundanteil und weitere höhere Harmonische vorgeschlagen, insbesondere für die zweite bis dritte oder zweite bis vierte höhere Harmonische. Jeder Phasor beschreibt somit eine Amplitude und einen Phasenwinkel des betreffenden Frequenzanteils.

Das gesamte Belastungssignal, das viele Frequenzanteile aufweist, kann dadurch in sinusförmige Anteile aufgeteilt werden und jeder sinusförmige Anteil kann durch einen Phasor beschrieben werden. Dadurch kann jeder Frequenzanteil als komplexen Größe beschrieben werden. Mit dieser komplexen Größe kann sehr gut computergestützt weitergearbeitet werden, wie sich auch aus weiter unten geschilderten Ausführungsformen ergibt. Sofern ein Frequenzanteil oder sogar jeder Frequenzanteil in eine Belastungsrichtung in Achsrichtung und in eine Belastungsrichtung in Drehrichtung zerlegt ist, kann für jede dieser Richtungen für jeden Frequenzanteil ein Phasor zum Beschreiben verwendet werden. Pro Frequenzanteil liegen dann zwei Phasoren vor.

Gemäß einer Ausführungsform wird vorgeschlagen, dass zum Filtern des Belastungssignals ein Beobachter verwendet wird, nämlich ein Beobachter im regelungstechnischen Sinne. Insoweit kann der Beobachter als Zustandsbeobachter bezeichnet werden. Als Beobachter kommt besonders auch ein Kalmanfilter in Betracht.

Für das Filtern des Belastungssignals mittels eines Beobachters wird dazu vorgeschlagen, dass die Rotordrehzahl in dem Beobachter als Eingangsgröße eingeht und der Beobachter zu einem Grundanteil und wenigstens einer weiteren Harmonischen des Belastungssignals jeweils einen Wert eines Phasors beobachtet. Besonders richtet sich der Grundanteil entsprechend nach der eingegebenen Rotordrehzahl, die, oder ein Vielfaches von ihr, damit die Grundfrequenz und damit den Frequenzwert des Grundanteils darstellt.

Es wird weiter vorgeschlagen, dass in dem Beobachter der Grundanteil in die wenigstens eine oder die mehreren Harmonischen jeweils durch einen Phasor beschrieben werden. Für den Grundanteil und jede Harmonische wird somit zunächst ganz grundsätzlich eine Beschreibung durch einen Phasor zugrunde gelegt. Jeder Grundanteil und jeder weitere Frequenzanteil wird also jeweils durch eine Amplitude und einen Phasenwinkel beschrieben, der auch als Nullphasenwinkel bezeichnet werden kann. Somit liegt dem Beobachter ein System zugrunde, dass auf diese Art und Weise beschrieben wird.

Dazu wird dann vorgeschlagen, dass der Beobachter zu dem Grundanteil und der wenigstens einen oder die mehreren Harmonischen jeweils Amplitude und Phasenwinkel des Phasors beobachtet. Die Beschreibung für jeden Anteil durch Amplitude und Phase wird somit also Struktur oder strukturelle Vorgabe zugrunde gelegt und die Aufgabe des Beobachters ist es dann, dafür jeweils konkrete Werte zu bestimmen, nämlich zu beobachten.

Ganz grundsätzlich besteht eine Möglichkeit darin, dass der Beobachter ein aus dem Grundanteil und den weiteren betrachteten Harmonischen zusammengesetztes Belastungssignal ausgibt, dieses mit dem erfassten, also grundsätzlich noch ungefilterten Leistungssignal vergleicht, insbesondere durch eine Differenzbildung, und das Ergebnis dieses Vergleichs, also im Fall der Differenzbildung die Abweichung, als Signal in den Beobachter eingegeben wird, um dadurch abhängig einer vorgegebenen Beobachterdy- namik die einzelnen Werte der Phasoren anzupassen, um die genannte Beobachterabweisung zu minimieren.

Vorzugsweise wird vorgeschlagen, dass als Filter bzw. Beobachter ein Kalmanfilter verwendet wird. Vorzugsweise verwendet dieser Kalmanfilter auch eine Beschreibung des Grundanteils und der weiteren betrachteten Harmonischen jeweils durch einen Phasor. Außerdem kann die Beobachtung des Gleichanteils zusätzlich vorgesehen sein.

Die Offenlegungsschrift DE 10 2015 1 12 155 A1 betrifft ein Verfahren zum Erfassen der elektrischen Spannung in einem elektrischen, dreiphasigen Versorgungsnetz nach Betrag und Phase für eine Grundschwingung und wenigstens eine Oberschwingung. Dafür wird gemäß einer Ausführungsform vorgeschlagen, dass für die Grundschwingung und für jede zu erfassende Oberschwingung jeweils ein Spannungszeiger für ein Mitsystem und einer für ein Gegensystem zugrunde gelegt wird. Die Werte dieser Spannungszeiger werden mittels eines Kalmanfilters beobachtet, der dort besonders unter Bezugnahme auf die Figur 3 im Detail beschrieben ist. Es wurde hier erkannt, dass die Beobachtung der Frequenzanteile des Belastungssignals, also des Grundanteils und der höheren Harmonischen des Belastungssignals auf die gleiche Art und Weise erfolgen kann, wie die Beobachtung der Werte der Spannungszeiger der Grundschwingung und der Mit- und Gegensystemkomponenten wie es in dem Dokument DE 10 2015 1 12 155 A1 beschrieben ist. Die Beobachtung eines Gleichanteils ist dort ebenfalls vorgesehen und entsprechend kann auch ein Gleichanteil des Belastungssignals mit erfasst werden. Durch die Aufteilung in Mit- und Gegensystem für jede Oberschwingung bzw. jede höhere Harmonische ergeben sich jeweils zwei Spannungszeiger und damit sinngemäß zwei Phasoren. Es wird vorgeschlagen, dies in der vorliegenden Beobachtung der Belastungssignale so zu berücksichtigen, dass statt eines Spannungszeigers für ein Mitsystem und eines Spannungszeigers für ein Gegensystem ein Phasor für eine Belastungsrichtung in Achsrichtung und ein Phasor für eine Belastungsrichtung in Drehrichtung betrachtet wird. Insoweit eine solche Zerlegung in die beiden Belastungsrichtungen nicht erfolgt und somit nur ein Phasor je Frequenzanteil, also je Frequenzwert vorliegt, wird vorgeschlagen, dass die Berücksichtigung des Span- nungszeigers des Gegensystems entfällt, dieser also als 0 angenommen wird oder gänzlich aus den Berechnungsvorschriften entfernt wird.

Alternativ kann auch entsprechend die US-Anmeldung US 2018/0219376 verwendet werden. Gemäß einer Ausführungsform wird vorgeschlagen, dass eine Drehposition des Rotors aus dem Belastungssignal bestimmt wird. Hier wurde besonders erkannt, dass nicht nur die Belastung als solche, sondern auch die Bewegung des Rotors daraus abgeleitet werden kann. Hierdurch kann eine redundante Erfassung durchgeführt werden und besonders eine Drehposition gemäß eines Drehgebers des Rotors überprüft werden. Ggf. kommt auch in Betracht, einen solchen Sensor hierdurch zu ersetzen. Außerdem oder alternativ kann auch eine Drehzahl des Rotors aus dem Belastungssignal ermittelt werden, die dann gleichzeitig Eingang in das Filtern des Belastungssignals finden kann. In diesem Fall hängt das Filtern von der Rotordrehzahl und dann von seinem eigenen Ausgangssignal ab. Hier kann vorzugsweise beim Start des Verfahrens eine Startdrehzahl verwendet werden, die dann durch die aus dem Belastungssignal bestimmte Drehzahl abgelöst werden kann.

Besonders ist die Verwendung der Drehposition oder der Drehzahl aus dem Belastungssignal dann sinnvoll, wenn aufgrund einer Störung ein gemessenes Drehzahlsignal ausfällt. Dann kann mit der Drehposition oder der Drehzahl aus dem Belastungssignal die Anlage dennoch, zumindest für einen Übergangszeitraum, weiterbetrieben werden.

Erfindungsgemäß wird zudem ein Verfahren zum Betreiben einer Windenergieanlage vorgeschlagen, wobei die Windenergieanlage einen Mast oder Turm und einen mit einer Rotordrehzahl drehenden Rotor mit einem oder mehreren Rotorblättern aufweist, wobei der Rotor durch einen Rotorradius gekennzeichnet ist. Das Verfahren umfasst die folgenden Schritte:

Erfassen wenigstens einer auf ein Rotorblatt der Windenergieanlage wirkenden Blattbelastung als wenigstens ein Belastungssignal,

Filtern des Belastungssignals zur Aufteilung in mehrere Frequenzanteile des Belastungssignals, wenigstens in einen Grundanteil und eine oder mehrere Harmonische, wobei

das Filtern in Abhängigkeit der Rotordrehzahl durchgeführt wird, und die Rotordrehzahl beim Filtern als unmittelbare Größe eingeht,

Erzeugen eines die mehreren Frequenzanteile aufweisenden Bewertungssignals zur Verwendung zum Steuern der Windenergieanlage und

Steuern der Windenergieanlage in Abhängigkeit des Bewertungssignals.

Besonders bedient sich dieses Verfahren somit der Erfassung einer Windbelastungssituation auf eine Art und Weise, wie sie oben bereits erläutert wurde. Sämtliche Ausfüh- rungsformen zum Erfassen einer Windbelastungssituation können auch, was hiermit vorgeschlagen wird, für dieses Verfahren zum Betreiben einer Windenergieanlage eingesetzt werden. Besonders kann die Erfassung einer Windbelastungssituation auf die beschriebenen vorteilhaften Weisen durchgeführt werden und als Ergebnis das Bewer- tungssignal erzeugt werden. Das Bewertungssignal wird dann zum Steuern der Windenergieanlage in Abhängigkeit des Bewertungssignals und damit in Abhängigkeit der erfassten Windbelastungssituation durchgeführt.

Vorzugsweise wird somit vorgeschlagen, dass zum Erzeugen des Bewertungssignals ein Verfahren gemäß wenigstens einer der vorstehend beschriebenen Ausführungsformen zur Erfassung einer Windbelastungssituation verwendet wird. Das hat somit den Vorteil, dass die Windbelastungssituation umfänglich und dabei gleichzeitig differenziert und ebenfalls gut weiter verarbeitbar erfasst werden kann. Somit wird eine gute Basis für ein Verfahren zum Betreiben und damit auch ein Verfahren zum Steuern einer Windenergieanlage geschaffen. Besonders können dadurch dezidiert unterschiedliche Belastungen berücksichtigt werden. Ebenfalls können zusätzlich oder alternativ Informationen über den Wind erkannt und verarbeitet werden. Besonders ist auch ein Windfeld im Bereich der Rotorfläche erfassbar und kann in einer Steuerung der Windenergieanlage berücksichtigt werden.

Gemäß einer Ausführungsform wird vorgeschlagen, dass die Windenergieanlage wenigs- tens eine Teilregelung durchführt, die ausgewählt ist aus einer die folgenden Varianten aufweisenden Liste, in der die Varianten auch erläutert werden:

Eine Drehzahlregelung der Rotordrehzahl in Abhängigkeit des Belastungssignals: Hierbei kann generell das Belastungssignal berücksichtigt werden. Die vorteilhafte Aufteilung in mehrere Frequenzanteile schafft besonders eine gute Verarbeitbarkeit dieses Belastungssignals.

Insbesondere wird für die Drehzahlregelung der Rotordrehzahl vorgeschlagen, diese in Abhängigkeit der zweiten und/oder dritten Harmonischen des Belastungssignals durchzuführen. Die zweite und/oder dritte Harmonische gibt besonders Aufschluss über Turbulenzen im Bereich der Rotorfläche und diese können beson- ders bei zu hoher Drehzahl das Verhalten der Windenergieanlage negativ beeinflussen und/oder eine unerwünscht hohe Belastung bei zu hoher Drehzahl hervor- rufen. Besonders besteht nämlich die Gefahr, dass durch hohe Turbulenzen hohe Windgeschwindigkeitsspitzen entstehen, die abhängig der Drehzahl zu einem un- günstigen Anstellwinkel führen können. Die Luft strömt dann also das Rotorblatt zumindest in einem Teilbereich ungünstig an. Das kann zu einer starken Belastung und/oder einem Strömungsabriss führen. Es kommt auch in Betracht, dass die Rotordrehzahl zur Anpassung an eine hohe Windgeschwindigkeit einer solchen Tur- bulenz selbst erhöht werden müsste.

Außerdem wurde erkannt, dass hohe Turbulenzen auch regelmäßig mit starken Abweichungen der Windrichtung einhergehen, was wiederum zu erhöhten Blattbelastungen führen kann. Dies kann bspw. dann durch eine Drehzahlanpassung, insbesondere Drehzahlreduzierung, entschärft werden. - Eine Leistungsregelung in Abhängigkeit des Gleichanteils, des Grundanteils und/oder der dritten Harmonischen des Belastungssignals: Hierdurch können unterschiedliche Effekte berücksichtigt werden. Besonders der Gleichanteil kann durch eine gesamte und dauerhafte Anpassung der Leistung berücksichtigt werden. Die Berücksichtigung des Grundanteils kann ebenfalls eine Gesamtleistungs- höhe beeinflussen, so dass auch abhängig des Grundanteils diese Gesamthöhe eingestellt werden kann. Der Grundanteil kann aber auch eine zyklische Regelung und dabei auch eine zyklische Leistungsregelung hervorrufen bzw. dafür verwendet werden. Die dritte Harmonische wird besonders zur Berücksichtigung von Turbulenzen vorgeschlagen. Auch solche Turbulenzen können durch eine dauerhafte Leistungsveränderung Berücksichtigung finden. Es kommt aber auch eine schnell auf Turbulenzen reagierende Leistungsregelung in Betracht.

Eine dynamische Blattwinkelverstellung in Abhängigkeit des Grundanteils des Belastungssignals: Hier kommt besonders eine Einzelblattverstellung in Betracht, die auch zyklisch mit dem Grundanteil durchgeführt werden kann. Besonders Ef- fekte durch den Turmschatten beim Durchgang des Rotorblattes vor dem Turm können eine Berücksichtigung finden. Hier ist besonders zu erwähnen, dass eine Aufteilung des Belastungssignals in mehrere Frequenzanteile und damit eben auch in diesen Grundanteil dazu führt, dass dieser Grundanteil, der Effekte des Turmschattens gut wiederspiegeln kann, sehr klar und gut verwendbar herausgearbeitet ist. Das kann zu einer besseren Auswertbarkeit führen, als im Vergleich dazu solche Effekte bspw. als Amplitude im Gesamtsignal zu identifizieren. Besonders die Verwendung eines entsprechenden Phasors für den Grundanteil liefert eine gut verwertbare Eingangsgröße für eine entsprechende Steuerung der Blattwinkel Verstellung. Besonders kommt hier bspw. auch in Betracht, dass eine solche dynami- sehe Blattwinkelverstellung, selbst sinusförmig durchgeführt wird und in dem Fall sehr gut mit einem solchen Phasor gesteuert werden kann.

Es kommt auch in Betracht, dass grundsätzlich eine Einzelblattverstellung in einer Windenergieanlage bereits implementiert ist und bspw. abhängig der Rotorposition gesteuert wird. Eine solche Einzelblattverstellung kann dann abhängig von dem

Blattbelastungssignal, besonders abhängig von dem daraus extrahierten Grundanteil verbessert werden. Besonders kommt hier in Betracht, die bspw. zyklisch vorgesehene Blattverstellung mit dem Grundanteil des Belastungssignals in Beziehung zu setzen und im Falle von Abweichungen die zyklische Blattverstellung ent- sprechend zu verändern.

Im einfachsten Fall erfolgt eine Verschiebung der zyklischen Blattverstellung. Vorzugsweise können aber neben dem Grundanteil auch die zweite und dritte Harmonische mit berücksichtigt werden, die besonders Turbulenzen erfassen können. Besonders Turbulenzen können eine Belastung des Rotorblattes darstellen und um diese Belastung zu verringern, kann eine Einzelblattverstellung sinnvoll sein bzw. auf die konkreten Turbulenzen angepasst werden.

Es kommt hinzu, dass besonders die zweite und/oder dritte Harmonische Aufschluss über eine Belastung im Bereich von 60 bis 90 Prozent des Rotorradius gibt, was wiederum auch einen Bereich hoher Belastungen des Rotorblattes be- trifft. Durch eine entsprechend angepasste Einzelblattverstellung kann die Belastung besonders eines solchen kritischen Bereichs der Rotorblätter zumindest reduziert werden.

Gemäß einer Ausführungsform wird vorgeschlagen, dass Reglereinstellungen einer Reglereinrichtung der Windenergieanlage, insbesondere Reglerparameter und/oder Reglerverstärkungen in Abhängigkeit eines oder mehrerer der Frequenzanteile adaptiert werden. Insbesondere wird vorgeschlagen, dass eine Drehzahlregelung der Rotordrehzahl in Abhängigkeit der dritten Harmonischen des Belastungssignals adaptiert wird.

Demnach wird also nicht oder nicht nur eine unmittelbare Reaktion der Windenergieanlagensteuerung auf das Belastungssignal vorgeschlagen, sondern es wird vorgeschlagen, eine bestehende Regelung weiterhin zu verwenden, diese aber an die erfasste Windsituation anzupassen. Die Windsituation wird dabei über das Belastungssignal erfasst und dieses ist in mehrere Frequenzanteile aufgeteilt. Abhängig dieser Frequenzanteile kann dann die Adaption vorgenommen werden.

Bspw. kommt in Betracht, dass bei Erfassung einer starken Böigkeit, also insbesondere bei einer entsprechend hohen dritten Harmonischen, Verstärkungsfaktoren erhöht wer- den, um dadurch die Regelung schneller zu machen. Dem liegt die Erkenntnis zugrunde, dass die dritten Harmonischen des Belastungssignals besonders Turbulenzen wiedergeben und Turbulenzen bedeuten insoweit u.a. auch schnelle Änderungen der Windsituation, was teilweise auch eine deutliche Änderung bedeuten kann, die sich aufgrund der Drehung des Rotors als zeitliche Änderung für die Blätter bemerkbar macht. Liegt also eine solche Situation vor, die besonders durch die dritten Harmonischen erkannt wurde, kann ein schnell reagierender Regler notwendig sein. Bspw. kann vermieden werden, dass aufgrund eines langsamen Reglers eine Drehzahlregelung bei einer turbulenzbedingten schnellen Windgeschwindigkeitszunahme nicht schnell genug reagiert und die Drehzahl einen so hohen Wert annimmt, dass ein Sicherheitsschalter aus- löst.

Andererseits wurde aber auch erkannt, dass es nicht ratsam ist, grundsätzlich immer einen schnelleren Regler einzusetzen. Ein schneller Regler kann nämlich auch eine stärkere Belastung durch eine schnelle Blattverstellung bedeuten. Soweit eine solche schnelle Regelung notwendig ist, um bspw. das beschriebene Problem zu berücksichti- gen, kann eine solche erhöhte Belastung durch die schnelle Blattverstellung hinnehmbar sein. Ist aber eine solche Problemsituation nicht zu erwarten, sollte dann nicht unnötig eine hohe Belastung durch die genannte schnelle Blattverstellung ausgeübt werden.

Vorzugsweise kann, nämlich ergänzend oder alternativ, eine Leistungsregelung in Abhängigkeit des Gleichanteils, des Grundanteils und/oder der dritten Harmonischen des Belastungssignals adaptiert werden. Somit wird auf eine Leistungsregelung nicht nur eine unmittelbare Reaktion der Steuerung auf die genannten Anteile des Belastungssignals vorgeschlagen, sondern außerdem oder alternativ die Verwendung einer vorhandenen Leistungsregelung, die aber abhängig des Belastungssignals bzw. wenigstens eines der Frequenzanteile adaptiert wird. Auch hier kommt bspw. in Betracht, dass eine Leistungsnachführung in ihrer Verstärkung schneller eingestellt wird, wenn ein turbulentes Windfeld vorherrscht und daher schnelle Änderungen auf die Windenergieanlage wirken können. Zum Vermeiden eines zu hohen Leistungswertes kann eine schnelle Regelung eingesetzt werden. Auch hier ist aber eine immer schnell arbeitende Leistungsregelung nicht von Vorteil, weil dies dann zu unnötigen Belastungen führen kann.

Es ist zu beachten, dass auch eine Leistungsregelung bspw. zu einer hohen Belastung einer Blattverstellung führen kann. Wird nämlich eine Leistungsregelung schnell oder zu schnell nachgeführt, hat das auch Konsequenzen auf das Drehmoment, was wiederum den Rotor abbremsen oder beschleunigen kann, was wiederum eine Drehzahlregelung auf den Plan ruft, die als Stellgröße eine Blattverstellung verwenden kann. Um das zu vermeiden, kann eine weniger schnelle Regelung dann vorteilhaft sein, wenn diese ausreichend ist.

Außerdem oder alternativ wird vorgeschlagen, dass eine Belastungsregelung in Abhängigkeit des Gleichanteils, des Grundanteils und/oder der dritten Harmonischen des Belastungssignals adaptiert wird. Eine solche Belastungsregelung kann eine Regelung sein, die abhängig eines erfassten Belastungsniveaus oder abhängig konkret erfasster Belas- tungen, oder beides, die Windenergieanlage so in ihrem Verhalten verändert, dass diese Belastungen reduziert werden. Das kann besonders durch eine Drehzahl- und/oder Leistungsreduzierung erfolgen.

Hierunter fällt auch eine sog. Sturmregelung, die bei sehr hohen Windgeschwindigkeiten, nämlich oberhalb einer sog. Sturmwindgeschwindigkeit, eine Leistungs- und/oder Dreh- zahlreduzierung vornimmt. Diese kann so ausgestaltet sein, dass mit weiter steigender Windgeschwindigkeit Drehzahl und Leistung weiter reduziert werden. Diese Abhängigkeit der Reduzierung kann dann adaptiert werden, in dem sie verändert wird, so dass bspw. mit höherer Windgeschwindigkeit schneller Leistung und/oder Drehzahl reduziert wird, als bei einer nicht adaptierten Regelung. Das kann besonders dann vorgesehen sein, wenn auch hier Turbulenzen erfasst werden. Dann kann nämlich bei der ohnehin schon hohen Windgeschwindigkeit eine schnelle signifikante Windgeschwindigkeit plötzlich auftreten, die so stark ist, dass ihr die Belastungsregelung nicht ausreichend schnell folgen kann. Das kann zu einer Gefährdungs- oder zumindest Belastungssituation führen, die nicht erwünscht ist. Dem kann dadurch vorgebeugt werden, dass eine windgeschwindigkeitsabhängige Drehzahl- und Leistungsreduzierung im Sturmbereich steiler ausgestaltet wird, so dass Drehzahl und Leitung schon vergleichsweise stark reduziert werden und damit im Falle einer schnellen Geschwindigkeitserhöhung bereits ausreichend reduziert sind. Aber auch hier ist es nicht ratsam, eine solche sehr starke Drehzahl- und Leistungsreduzierung abhängig der hohen Windgeschwindigkeit immer implementiert zu haben. Besonders ist zu beachten, dass auch im Sturmbereich noch Leistung erzeugt werden kann und diese möglichst nicht oder so wenig wie möglich verschenkt werden sollte. Wird also besonders abhängig der dritten Harmonischen des Belastungssignals eine geringe Turbulenzeigenschaft des Windes festgestellt, so kann noch mehr Leistung ausgeschöpft werden, als wenn andernfalls in demselben Sturmbereich, also bei derselben hohen Windgeschwindigkeit zusätzlich noch ein hohes Turbulenzmaß vorliegt.

Erfindungsgemäß wird auch eine Windenergieanlage vorgeschlagen, wobei die Wind- energieanlage einen Mast oder Turm und einen mit einer Rotordrehzahl drehenden Rotor mit einem oder mehreren Rotorblättern aufweist, wobei der Rotor durch ein Rotorblatt gekennzeichnet ist, und wobei die Windenergieanlage vorbereitet ist zum Erfassen einer Windbelastungssituation. Die Windenergieanlage umfasst die folgenden Elemente: eine Belastungserfassungseinrichtung zum Erfassen wenigstens einer auf ein Rotorblatt der Windenergieanlage wirkenden Blattbelastung als wenigstens ein Belastungssignal, eine Filtereinrichtung zum Filtern des Belastungssignals zur Aufteilung in mehrere Frequenzanteile des Belastungssignals, wenigstens in einen Grundanteil und eine oder mehrere Harmonische, wobei - die Filtereinrichtung dazu eingerichtet ist, dass das Filtern in Abhängigkeit der Rotordrehzahl durchgeführt wird, und die Rotordrehzahl beim Filtern als unmittelbare Größe eingeht, und eine Signalerzeugungseinrichtung zum Erzeugen eines die mehreren Frequenzanteile aufweisenden Bewertungssignals zur Verwendung zum Steuern der Wind- energieanlage und eine Steuerungseinrichtung, vorbereitet zum Steuern der Windenergieanlage in Abhängigkeit eines oder mehrerer der Frequenzanteile, insbesondere in Abhängigkeit des Bewertungssignals.

Die Belastungserfassungseinrichtung kann dabei besonders zum Aufnehmen einer mechanischen Belastung ausgebildet sein. Dazu kommen besonders Dehnungsmess- streifen bzw. Module mit mehreren Dehnungsmessstreifen in Betracht. Solche Dehnungsmessstreifen können an der Blattwurzel und/oder an einem den Rotor drehbar tragenden Achszapfen angebracht sein, oder im Bereich eines Lagers zum drehbaren Lagern des Rotors. Die Filtereinrichtung kann besonders digital ausgeführt sein und in einem Prozessrechner, der ebenfalls vorzugsweise Teil der Windenergieanlage ist, implementiert sein. Eine solche Filtereinrichtung kann eine Frequenzzerlegung bspw. mittels einer bekannten Fourier-Transformation vornehmen. Vorzugsweise ist die Filtereinrichtung aber als Beobachter, insbesondere als Kalmanfilter ausgebildet. Dadurch kann eine Zerlegung des Belastungssignals in mehrere Frequenzanteile durchgeführt werden, insbesondere in einen Gleichanteil, einen Grundanteil und einen oder mehrere Harmonische.

Zum Filtern in Abhängigkeit der Rotordrehzahl kann die Filtereinrichtung einen Eingang zum Empfangen eines Drehzahlsignals aufweisen, um darüber die Rotordrehzahl zu empfangen. Die Rotordrehzahl kann dabei besonders als Information für die Grunddreh- zahl des Grundanteils verwendet werden.

Die Signalerzeugungseinrichtung kann ebenfalls vorteilhaft als in einem Prozessrechner implementierte Rechenvorschrift realisiert sein. Dies kann derselbe oder ein anderer Rechner sein, in dem auch die Filtereinrichtung implementier ist. Die Signalerzeugungseinrichtung erhält Informationen über das in dem Filter in Frequenzanteile zerlegte Belas- tungssignal und kann diese zu einem Bewertungssignal zusammenfassen. Es kommt auch in Betracht, dass diese Signalerzeugungseinrichtung entsprechende Signale von der Filtereinrichtung weiterleitet oder lediglich in ihrer Amplitude anpasst, z.B. auf einen normierten Wert, oder von einem digitalen in ein analoges Signal wandelt.

Die Steuerungseinrichtung kann eine herkömmliche Steuerungseinrichtung einer Wind- energieanlage sein, insbesondere ein entsprechender Prozessrechner, die allerdings dazu vorbereitet ist, das Belastungssignal zu empfangen, insbesondere die zerlegten Frequenzanteile bzw. das Bewertungssignal. Davon abhängig kann die Steuerungseinrichtung dann eine Steuerung durchführen, was auch eine Adaption vorhandener Steuerverfahren ausschließlich oder ergänzend bedeuten kann. Die Filtereinrichtung und die Signalerzeugungseinrichtung können auch zusammengefasst sein. Die Filtereinrichtung und die Signalerzeugungseinrichtung können auch Teil der Steuerungseinrichtung sein. Das ist besonders vorteilhaft, weil dann die Steuerungs- einrichtung sowohl das Filtern als auch Weiterverarbeiten und Weiterverwenden der Belastungssignale durchführen kann.

Vorzugsweise ist die Windenergieanlage dazu vorbereitet ein Verfahren zum Erfassen gemäß einem der dazu beschriebenen vorstehenden Ausführungsformen durchzuführen. Außerdem oder alternativ ist die Windenergieanlage dazu vorbereitet, ein Verfahren zum Betreiben gemäß einem der dazu vorstehend beschriebenen Ausführungsformen durchzuführen. Insbesondere wird vorgeschlagen, dass ein Verfahren zum Erfassen und/oder ein Verfahren zum Betreiben, nämlich besonders wie gemäß einer vorstehend beschriebenen Ausführungsform dargelegt ist, in der Steuerungseinrichtung implementiert ist. Die Erfindung wird nun nachfolgend exemplarisch anhand von Ausführungsformen unter Bezugnahme auf die begleitenden Figuren näher erläutert.

Figur 1 zeigt eine Windenergieanlage in einer perspektivischen Darstellung.

Figur 2 zeigt schematisch eine Struktur zur Adaption einer Windenergieanlage in

Abhängigkeit wenigstens eines erfassten Belastungssignals. Figur 3 zeigt schematisch eine Struktur zur Bestimmung eines Bewertungssignals, das mehrere Frequenzanteile aufweist, in die ein Belastungssignal aufgeteilt wurde.

Figur 4 zeigt schematisch eine Struktur zur Adaption einer Betriebsführung abhängig einer erfassten Belastung. Figur 5 zeigt schematisch eine Struktur einer Adaption einer Betriebsführung abhängig erfasster Belastungen gemäß einer weiteren Ausführungsform.

Figur 1 zeigt eine Windenergieanlage 100 mit einem Turm 102 und einer Gondel 104. An der Gondel 104 ist ein Rotor 106 mit drei Rotorblättern 108 und einem Spinner 1 10 angeordnet. Der Rotor 106 wird im Betrieb durch den Wind in eine Drehbewegung ver- setzt und treibt dadurch einen Generator in der Gondel 104 an.

Figur 2 zeigt schematisch eine Verfahrensstruktur 200, die einen vorgeschlagenen Prozess zur Belastungserfassung mit nachfolgender Adaption veranschaulichen soll. Zunächst ist gemäß dem Erfassungsblock 202 eine Signalerfassung vorgesehen. Darunter fällt besonders die Aufnahme von Messsignalen wie bspw. Messsignale eines Dehnungsmessstreifens oder einer Anordnung mit mehreren Dehnungsmessstreifen.

Die so erfassten Werte werden an den Transformationsblock 204 übertragen, der die vom Erfassungsblock 204 erhaltenen Daten transformiert. Besonders wird nämlich we- nigstens ein Belastungssignal von dem Erfassungsblock 202 an den Transformationsblock 204 übertragen.

Das Belastungssignal wird dann in dem Transformationsblock 204 transformiert, nämlich insbesondere in mehrere Frequenzanteile, nämlich wenigstens einen Grundanteil und einen oder mehrere Harmonische aufgeteilt. Es kann, was auch vom Belastungssignal abhängt, auch ein Gleichanteil bei der Aufteilung entstehen. In einem Fall kann dann der Gleichanteil und für jeden weiteren Frequenzanteil ein Phasor als Ergebnis der Transformation vorliegen.

Das so transformierte Signal bzw. die so transformierten Signale werden dann, nämlich besonders als Bewertungssignal in den Schätzblock 206 gegeben. Der Schätzblock 206 kann auch als Echtzeitwindprofilidentifikationsblock bezeichnet werden. Somit ist besonders vorgesehen, ein Windprofil in dem Schätzblock 206 zu bestimmen, im Ergebnis also zu identifizieren.

Somit bestimmt der Schätzblock 206 ein Windprofil, er kann aber zusätzlich oder alternativ auch ein Belastungsprofil bestimmen. Dieses Windprofil und/oder Belastungsprofil wird dann an einen Musterblock 208 übertragen, der daraus ein Belastungsmuster weiter extrahieren kann. Er kann dazu von dem Schätzblock 206 ein Windprofil oder ein Belastungsprofil erhalten, er kann aber auch, was ggf. als Belastungsprofil angesehen werden kann, entsprechende Frequenzanteile erhalten, ggf. als Phasoren.

Hier kommt auch in Betracht, dass der Transformationsblock 204 grundsätzlich Fre- quenzanteile des Belastungssignals, einschließlich ggf. Gleichanteilen, aus einer aktuellen Messung erzeugt und an den Schätzblock 206 übergibt. Der Schätzblock 206 kann dann zu einer geschätzten Belastung oder einem geschätzten Wind, insbesondere einem geschätzten Belastungsprofil bzw. einem geschätzten Windprofil entsprechende Frequenzanteile ausgeben. Der Schätzblock 206 gibt insoweit Informationen zu einem geschätzten Zustand aus, also zu einer geschätzten Windsituation und/oder einer geschätzten Belastungssituation. Entsprechend wird eine solche Schätzung in dem Identifikationsblock 204 durchgeführt. Der Musterblock 208 kann dann basierend auf dieser Schätzung eine Adaption initiieren. Besonders kann er Reglerparameter der Windenergieanlage, wie bspw. Verstärkungsfaktoren einer Regelung, adaptieren oder eine solche Adaption initiieren.

Eine Initiierung einer solchen Adaption kann besonders so erfolgen, dass der Muster- block 208 die relevanten Belastungsinformationen, aus dem was er insgesamt von dem Schätzblock 206 erhalten hat, extrahiert. So kann der Musterblock 208 bspw. eine dritte Harmonische des Belastungssignals, besonders der geschätzten Belastung, als Information über eine Böigkeit extrahieren und einem Adaptionsalgorithmus bspw. der Drehzahlregelung in der Windenergieanlage übergeben. Die in der Windenergieanlage implemen- tierte Regelung umfasst bei dieser Variante dann ebenfalls einen Adaptionsalgorithmus, der besagtes Signal von dem Musterblock 208 erhält und darauf aufbauend die Adaption des Drehzahlreglers vornimmt. In diesem Sinne kann bspw. auch ein Gleichanteil extrahiert werden und einem Leistungsregler zur Adaption übergeben werden, um ein weiteres Beispiel zu nennen. Es kommt auch in Betracht, dass in dem Musterblock 208 zwischen Belastungen in axialer Richtung und in Drehrichtung unterschieden wird und nur die jeweils relevanten Teile extrahiert und zur Adaption eines davon betroffenen Reglers an die Windenergieanlage gegeben werden.

Dieses Übergeben solcher Informationen zur Adaption wird durch den Adaptionsblock 210 veranschaulicht, der diese Information erhält und die entsprechende Adaption durchführt. Der Adaptionsblock 210 kann dabei auch derart aufgeteilt sein, dass jeder betroffene Regler seine eigene Adaption bzw. seinen eigenen Adaptionsmechanismus beinhaltet.

Figur 3 zeigt eine Schätzstruktur 306, die im Wesentlichen dem Schätzblock 206 der Figur 2 entspricht. Als Eingang erhält die Schätzstruktur im Wesentlichen ein transfor- miertes Messsignal 312, das bspw. von dem Transformationsblock 204 der Figur 2 ausgegeben werden könnte. Das transformierte Messsignal 312 kann besonders das Belastungssignal sein, dass in mehrere Frequenzanteile aufgeteilt wurde.

Zusätzlich erhält die Schätzstruktur 306 ein Drehzahlsignal 314. Beide Signale 312 und 314 könnten zusammen von dem Transformationsblock 204 ausgegeben worden sein, oder das Drehzahlsignal 314 wird anderweitig bereitgestellt, z.B. durch eine Windenergieanlagensteuerung, die ohnehin ein solches Drehzahlsignal vorliegen hat. Weiterhin erhält die Schätzstruktur 306 ein Parametersignal 316. Ein solches Parametersignal kann bspw. zusätzlich benötigte Parameter enthalten, wie Parameter eines Schätzalgorithmus, die bspw. die Dynamik des Schätzalgorithmus einstellen können, oder sein Rauschverhalten. Die Schätzstruktur 306 gibt ein Bewertungssignal 318 aus, das als Ergebnis das geschätzte Belastungssignal, besonders ein Belastungsprofil wiedergibt.

Die Schätzstruktur 306 weist einen Ergebnisblock 320 auf, in dem im Grunde die aktuelle Belastung vorliegt. Die aktuelle Belastung ist dabei eine aktuelle Schätzung der Belastung, insbesondere eine aktuelle Schätzung der Frequenzanteile der Belastung. Dies kann von der Drehzahl abhängen, so dass der Ergebnisblock das Drehzahlsignal 314 als Eingangssignal erhält. Es kann weiterhin von Parametern abhängen, die durch das Parametersignal 316 eingegeben werden.

Die geschätzte Belastung kann dann als geschätztes Belastungssignal 322 in den Korrekturblock 324 eingegeben werden. Da das geschätzte Belastungssignal 322 die aktuel- le Belastungssituation wiedergibt, kann es auch zum Erstellen des Bewertungssignals 318 verwendet werden. Im einfachsten Fall kann das geschätzte Belastungssignal 322 dem Bewertungssignal 318 entsprechen.

In dem Korrekturblock 334 wird dann ein Vergleich zwischen dem geschätzten Belastungssignal 322 und dem transformierten Messsignal 312 durchgeführt. Im einfachste Fall kann das eine Differenzbildung sein, wie durch das Summierglied 326 angedeutet ist. Daraus ergibt sich ein Korrektursignal 328, dass im einfachsten Fall ein Differenzsignal zwischen dem transformierten Messsignal 312 und dem geschätzten Belastungssignal 322 ist. Dieses Korrektursignal 328 wird in den Ergebnisblock 320 gegeben, um dort die geschätzte Belastungssituation und damit im Ergebnis das geschätzte Belastungssignal anzupassen.

Dadurch entsteht dann somit die neue Belastungsschätzung und damit ein neues geschätztes Belastungssignal 322. Da das geschätzte Belastungssignal 322 als neues Signal angesehen werden kann und im Ergebnis auf dem alten Vergleich des vorigen geschätzten Belastungssignals mit dem aktuellen transformierten Messsignal 312 beruht, ist die veranschaulichte Signalleitung des geschätzten Belastungssignal 322 mit "k+1" gekennzeichnet, wohingegen das Korrektursignal 328 mit "k" gekennzeichnet ist. Damit soll somit diese sukzessive Berechnung veranschaulicht werden. Dabei ist zu beachten, dass der Ergebnisblock 320 und der Korrekturblock 324 auch als ein Block realisiert werden können, in dem in wiederkehrenden Schritten eine Korrektur mit Vergleich mit dem transformierten Messsignal 312 vorgenommen wird, woraus sich als Ergebnis eine Apriorischätzung des Leistungssignals ergibt, die das geschätzte Belastungssignal 322 bilden kann und, ggf. in weiterer Umformung, als Bewertungssignal 318 rausgegeben werden kann.

Figur 4 zeigt eine weitere Verfahrensstruktur 400, die der Verfahrensstruktur 200 der Figur 2 ähnlich ist, aber insbesondere weitere Details zeigt. Als Eingang erfasst ein Lastmessblock 402 Lastsignale. Wie auch zur Figur 2 erläutert, kann dies bspw. durch Dehnungsmessstreifen erfolgen. Es kommt aber auch, was auch für die Ausführung der Figur 2 gilt, die optische Beobachtung von Bewegungen in Betracht, um ein weiteres Beispiel zu nennen. Außerdem wird eine Drehzahl im Drehzahlblock 404 aufgenommen. Auch hier kann die Drehzahl gemessen werden oder es wird eine ohnehin in der Steuerung der Windenergieanlage vorhandene Drehzahl verwendet. In einem Zustandsblock 406 können weitere Zustände der Windenergieanlage aufgenommen werden und dem weiteren Verfahren zur Verfügung gestellt werden. Das kann auch bedeuten, dass solche Systemzustände der Windenergieanlage aus einer Steuerung der Windenergieanlage verwendet werden, wenn sie dort ohnehin vorliegen. Solche weiteren Zustände der Windenergieanlage können bspw. eine Bewegung des Turmkop- fes der Windenergieanlage sein, also damit eine Bewegung der Gondel, die einer entsprechenden Bewegung des Rotors führt.

Eine solche Bewegung kann besonders zwei Komponenten beinhalten, nämliche eine axiale, bei der die Gondel im Grunde in Richtung der Rotorachse schwingt, und als eine Querschwingung, die senkrecht dazu verläuft. Die tatsächliche Schwingung setzt sich dann aus diesen beiden Komponenten zusammen, wobei auch in Betracht kommt, dass eine Komponente, besonders die Querschwingung, nahe 0 ist oder vernachlässigt werden kann.

All diese Informationen, die nämlich vom Lastmessblock 402, dem Drehzahlblock 404 und dem Zustandsblock 406 kommen, werden in den Transformationsblock 408 eingege- ben. In dem Transformationsblock 408 kann dafür besonders ein Trigonometrieblock 410 vorhanden sein, der besonders abhängig einer Blattstellung die Lastsignale in eine Belastungsrichtung in Achsrichtung und in eine Belastungsrichtung in Drehrichtung aufteilt. Der Blatteinstellwinkel kann in den Transformationsblock 408 dabei als Transformationspa- rametersignal 412 eingegeben werden. Das Transformationsparametersignal 412 kann auch weitere Elemente enthalten, wie bspw. eine absolute Drehposition, sofern die nicht aus dem Drehzahlsignal bestimmt wird.

Außerdem ist ein Filterblock 414 vorgesehen, der weniger relevante Anteile aus dem Belastungssignal herausfiltert, oder überhaupt die Filterung des Belastungssignals zur Aufteilung in mehrere Frequenzanteile des Belastungssignals durchführt.

Weiterhin ist ein Logikblock 416 gezeigt, der weitere Auswertungen vornehmen kann, die auf eine Auswertelogik beruhen. Dazu gehört bspw., zu prüfen, ob überhaupt ein Drehzahlsignal vorliegt und in dem Fall, dass es nicht vorliegt, die Anlage sich gleichwohl dreht, weil bspw. Leistung erzeugt, ein Ersatzsignal auszuwählen. Die Auswertelogik kann bspw. auch prüfen, ob die Anlage überhaupt im Betrieb ist, um ggf. jegliche Berechnung und nachfolgende Adaptionen zu verhindern. Die Auswertelogik 416 kann somit auch dazu verwendet werden, Plausibilitätsüberprüfungen durchzuführen.

Das Ergebnis des Transformationsblocks 408 ist dann besonders ein aktuelles in mehre- re Frequenzanteile, ggf. einschließlich eines Gleichanteils, aufgeteiltes Belastungssignal 418.

Dieses Ergebnis wird in den Schätzblock 420 gegeben. Der Schätzblock 420 kann im Wesentlichen dem Aufbau der Schätzstruktur 306 der Figur 3 entsprechen. Auch der Schätzblock 420 erhält ein Parametersignal 422. Das Parametersignal 422 kann dem Parametersignal 316 der Schätzstruktur 306 der Figur 3 entsprechen.

Der Schätzblock 420 gibt entsprechend ein Bewertungssignal 424 aus, das sich aus diversen Einzelsignal zusammensetzen kann. Insbesondere kann es sich aus einem Grundanteil und diverser höher harmonischer Anteile zusammensetzen. Das Signal kann dabei aber als ein Signal gebündelt bereitgestellt werden, das besagten Grundanteil und besagte höhere harmonische Frequenzanteile umfasst.

Exemplarisch weist das Bewertungssignal 424 einen Gleichanteil 430, einen Grundanteil 431 und einen oder mehrere harmonische Anteile auf, für die hier repräsentativ eine dritte Harmonische 433 genannt ist. Jedes dieser Teilsignale 430, 431 und 433 des Bewertungssignals 424 repräsentiert somit ein Lastmuster einer speziellen Frequenz bzw. des Gleichanteils. Diese werden dann ausgewählt, je nach ihrer Bedeutung, und zur Adaption der Betriebsführung verwendet. Das ist symbolisch durch ein Adaptionssignal 436 ange- deutet, das bspw. eine Pitchverstellung anpassen kann. Das ist durch die Darstellung des symbolischen Rotors 438 angedeutet.

Figur 5 entspricht im Wesentlichen der Figur 3 und der Einfachheit halber werden gleiche Bezugszeichen verwendet, sofern gleiche oder ähnliche Elemente vorliegen. Einen Unterschied stellt der Aufbau bzw. Inhalt des Transformationsblocks dar, der somit in Figur 5 als Transformationsblock 408' gekennzeichnet ist.

In dem Transformationsblock 408' der Figur 5 ist besonders vorgesehen, dass besonders in dem Lastmessblock 402' Blattwurzelbiegemomente jedes Rotorblattes, oder im einfachsten Fall nur von einem Rotorblatt, sowohl in Schlagrichtung, als auch in Schwen- krichtung, nämlich in Drehrichtung des Rotors, aufgenommen werden und in dem Transformationsblock 408' eingegeben werden. Hier ist dann zunächst ein Filterblock 414' vorgesehen, der zumindest dieses Blattbiegemoment bzw. die Blattbiegemomente des Lastmessblocks 402' filtert und das Ergebnis durch den Trigonometrieblock 410' abhängig der Blattstellung, also des Pitchwinkels transformiert. Das Ergebnis ist, dass die Blattbiegemomente dann in eine Grundstellung des Rotorblattes umgerechnet werden, also in eine Stellung bei dem das Rotorblatt nicht gepitcht wäre. Die weitere Berechnung und Adaption kann dann wie in Figur 4 erläutert durchgeführt werden. Besonders bedarf es in den weiteren Schritten nicht mehr der Berücksichtigung des Pitchwinkels, weil dieser herausgerechnet wurde. Vorzugsweise wird diese Berechnung der Blattbiegemomente für jedes Blatt einzeln vorgenommen, so dass bei einer typischen Windenergieanlage mit drei Rotorblättern entsprechend sechs Biegemomente vorliegen, also drei in Schlagrichtung und drei in Schwenkrichtung.

Erfindungsgemäß wurde somit folgendes erkannt und in den beschriebenen Aspekten umgesetzt:

Systemtechnisch gilt die Rotorfläche als Hauptkontakt der Windenergieanlage mit dem Wind. Daher wurde erkannt, dass die Turbine in ihrer Antwort auf ein Windverhalten die Windeigenschaften enthält, zumindest strukturell. Wenn diese Eigenschaften gleich am Rotor, z.B.: in Form von Lastenmustern, erfasst werden können, dann ist es möglich die Effekte der nachgelagerten Untersysteme der Windenergieanlage, besonders des elektrischen Triebstrangs, zu separieren. Dadurch lassen sich die Windzustände an dem Ort erfassen, an dem die Energie-Umwandlungskette anfängt, nämlich besonders am Rotor. Die Erkennung der Windzustände kann wiederum zur effizienteren Lastregelung, besonders Blattverstellung, und damit auch zur Steigerung der jährlichen Energieproduktion eingesetzt werden. Es wurde auch erkannt, dass auf Basis der ermittelten Lastenmuster auf Windeigenschaften geschlossen werden kann, besonders auf Geschwindigkeit, Shear und Turbulenz.

Bei einer gewöhnlichen Windenergieanlage stellen die Rotorblätter die erste Kontaktfläche mit der Energiequelle „Wind“ dar. Dabei entstehen unter anderem mechanische Beanspruchungen. Diese mechanischen Lasten pflanzen sich über die Rotornabe, den Turm bis hin zum Fundament fort. An all diesen Hauptkomponenten entstehen Belas- tungsmuster. Diese Belastungsmuster sind sowohl von der Lastquelle, also dem Wind, als auch von Bauteilen, wie den Rotorblätter und dem Turm, abhängig. Unter der Annahme, dass die Windenergieanlage nicht dauerhaft in den Resonanzfrequenzen der hier zitierten Bauteile betrieben bzw. vom Wind angeregt wird, lässt sich ein direkter Zusammenhang zwischen dem aktuellen mechanischen Belastungszustand und dem Wind hersteilen. In diesem Falle lassen sich Windeigenschaften in Echtzeit schätzen.

Ein oben vorgeschlagener Beobachter, der auch als Echtzeit-Schätzungs-Algorithmus arbeiten kann, geht zunächst von periodisch auftretenden Effekten an den Rotorblättern aus, ist darauf aber nicht beschränkt. Es lässt sich auch auf andere Bauteile einer Windenergieanlage anwenden, die periodische Lasten erfahren. Zur Klassifizierung der perio- dischen Lasten kann die Rotordrehzahl, die auch mit p bezeichnet werden kann, herangenommen werden. Als Beispiel kann mit 0-p an den Blattlasten der damit verbundenen Lastenmittelwert bezeichnet werden, der somit einen Gleichanteil bildet. Mit 1 -p können Last-Effekte diagnostiziert werden, die sich einmal innerhalb einer Rotorumdrehung ereignen. Nach diesem Prinzip können auch 2-p,3-p-, n-p-Lasten-Klassen erstellt werden. Ein vorgeschlagenes Echtzeit-Verfahren zerlegt Blattwurzel lasten in einen Gleichanteil und 1 . bis 3. Harmonische. Der Einfachheit halber kann auf höhere Harmonische verzichtet werden.

Es wurde erkannt, dass sich durch Berücksichtigung des Gleichanteils und der 1 . bis 2. Harmonischen eine 83%-Rekonstruktion der Blattschlag last erreichen lässt. Die Hinzu- nähme der 3. Harmonischen verbessert die Schätzung auf 96%. Somit wurde erkannt, dass sich das Blattschlaglastsignal maßgeblich durch Effekte des Gleichanteils sowie der 1. und 2. Harmonischen approximieren lässt. Es wurde erkannt, dass sich besonders Eigenschaften der 1. Harmonischen durch Windshear- und Gravitationseffekte erklären lassen.

Höhere Harmonische, besonders die 2. und 3. können auf Turbulenzen und Wake- Effekte hinweisen. Durch die vorgeschlagene Beobachtung bzw. Echtzeit-Schätzung bestimmter Windeigenschaften kann eine Berücksichtigung in der Steuerung ermöglicht werden. Dazu gehören besonders die folgenden.

Eine Echtzeit-Anpassung der Windenergieanlagen-Steuerung bzw. Regelung an die Windeigenschaften.

Eine Echtzeit-Schätzung des Windes ermöglicht zudem eine Berücksichtigung der tat- sächlichen Standortbedingungen in den folgenden Fällen:

Repowering, also dem Austausch älterer und/oder leistungsschwächerer Windenergieanlagen gegen jüngere und/oder leistungsstärkere Windenergieanlagen in einem bestehenden Windpark.

Design eines Windparks, besonders eines neuen Windparks. - Anpassung von Windenergieanlagen-Parametern bei bereits installierten Windenergieanlagen.

Echtzeit-Vorhersage des Windes für nachgelagerte Windenergieanlagen.

Das vorgeschlagene Verfahren lässt sich auch auf weitere Bauteile der Windenergieanlage anwenden, besonders auf die Nabe und den Turm. Dies ermöglicht eine Echtzeit Schätzung einer Lasten-Wechselwirkung in der Windenergieanlage, besonders für die Komponenten Rotorblatt, Nabe, Turm und Fundament.

Insbesondere wird von einer Windenergieanlage mit einem aerodynamischen Rotor mit drei Rotorblättern ausgegangen, der mit einer Drehzahl n rotiert. Das ist schematisch in den Figuren 1 , 4 und 5 angedeutet. Innerhalb einer Umdrehung erfährt jedes Rotorblatt eine mechanische Beanspruchung.

Diese Belastung ist abhängig von der Windanströmung und dem Rotorblatt- Lastverhalten. Als Blattlasteigenschaften gelten sowohl welche stationärer als auch dynamischer Natur. Das Rotorblatt tastet den Wind ab. Aufgrund der Drehnatur dieser Bewegung lassen sich alleine bei Vorhandensein des Wind-Höhenprofils die folgenden Gleichungen aufstellen:

w— 2 * r * n (2) Dabei bezeichnen die Indizes x bzw. y jeweils die Schwenk- und Schlagrichtung der Blattbiegemomente. Es lassen sich entsprechende Betrachtungen für Signale an anderen Windenergieanlagen-Bauteilen herleiten. Als Beispiel kann das hier vorgeschlagene Verfahren an der Rotornabe, besonders für Nick- und Giermomente, oder am Turm und anderen Stellen eingesetzt werden. A(t)x/y stellen die Amplitude des Messsignals M(t)x/y zu jedem Zeitpunkt t dar. Mit w wird die zeitveränderliche Kreisfrequenz der Drehbewegung abgekürzt. Eine von 0 unterschiedliche Anfangsphasenlage lässt sich durch Q abbilden. Ferner werden die an der Blattwurzel gemessenen Lastsignale betrachtet. Allerdings lässt sich diese Betrachtung auf alle an Blattschnitten positionierte Lastsensoren erweitern. Der Einfachheit halber werden nur die Lasten in Schlagrichtung betrachtet. Die Ergebnisse lassen sich ebenfalls auf die Schwenkrichtung übernehmen. Es findet lediglich dann nur eine andere Interpretation statt. Aus Gleichung (1 ) ergibt sich der folgende vereinfachte Ausdruck.

Die Gleichung 3 lässt sich nach trigonometrischer Umrechnung durch Gleichung 4 wie folgt ersetzen.

M{t)_y = L\ ΐ ), _{) *} n t coswi— A{t)_{v ¨} ύhqήhwΐ m

Eine Umrechnung in den diskreten Zeitbereich lässt zuzüglich der Einführung eines zu M(t) orthogonales Signals folgende Gleichung zu. xi(k) = A(k)*cos(u k + Q)

x₂(k) = /i(Ä;)*siii{ fc + Q )

Zum Zeitpunkt k+1 lassen sich die oben genannten Zustandsgleichungen wie folgt darstellen:

Dabei bezeichnen die wi(k) bzw. W2(k) das entsprechende Zustandsrauschsignals. Die Verteilung der Zustandsrauschsignale lässt sich durch die des Windes abdecken. Es ist insbesondere der Fall, da das Blatt als tiefpassfilternd interpretiert werden kann bzw. ein solches Verhalten angenommen werden kann. Zur messtechnischen Verbesserung des oben genannten Zustandsraummodells lassen sich gemessene Signale einsetzen. Die Messgleichung dafür lautet.

Figur 2 zeigt eine Übersicht zur Funktionsweise des hier vorliegenden Verfahrens. Als Signalerfassung handelt es sich um die Echtzeit-Aufnahme von Lastdaten an bestimmten Windenergie-Bauteilen. Davon betroffen wären die Blattwurzel, besonders in Schlag- und Schwenkrichtung, die Rotornabe und sämtliche von der Drehzahl abhängigen Lastsignal- Verläufe.

Figur 2 zeigt somit eine Übersicht zum Harmonischen Lastenschätzer und Anwendung zur Adaption der Betriebsführung.

Figur 3 zeigt weitere Details zu Figur 2. Als Signaltransformation gemäß dem Transformationsblock 204 handelt es sich um eine trigonometrische Transformation. Es folgen Filter und Logiken, die auf die gemessenen Signale angewandt werden. Ausgang des hier vorliegenden Verfahrens sind von der Rotordrehzahl abhängige Harmonische der gemessenen Last. An dieser Stelle kann eine Phasorendarstellung eingesetzt werden. Im Ergebnis werden Lastenmuster extrahiert, die wiederum zur Adaption der Windenergieanlage eingesetzt werden können. Als Beispiel hängen Lastanteile gemäß einer 3. Harmonischen maßgeblich von der Turbulenzintensität des Windes ab. Die amplitudenweise Erfassung der Anteile gemäß der 3. Harmonischen ließen sich zur Adaption z.B. des Drehzahlreglers einsetzen. Weitere Windenergieanlagen-Regelkreise können auf diese Art und Weise adaptiv parametriert werden. Ein weiteres Beispiel kann aus dem Grundanteil abgeleitet werden, der hier als 1. Harmonische oder als 1 -p-Anteil bezeichnet wird. Die 1 p-Anteile lassen auf das Höhenprofil des Windes zurückschließen.

Figuren 3 und 4 zeigen weitere Details. Figur 4 zeigt dabei auch eine Übersicht zum Beobachter, der auch als Harmonischer Lastenschätzer bezeichnet werden kann, und zur Anwendung zur Adaption der Betriebsführung.

Figur 5 zeigt eine Übersicht zum Harmonischen Lastenschätzer am Beispiel einer Zerlegung der Blattlastdaten. Figur 3 zeigt ein internes Signalflussdiagramm und erläutert damit einen inneren Ablauf eines Echtzeit-Wind-Profil-Identifikations-Verfahrens. Basierend auf der aktuellen Drehzahl lassen sich die harmonischen Zustände entsprechend der Gleichung 1 erfassen.

Besonders wurde erkannt und wird vorgeschlagen, dass eine lastabhängige Windener- gieanlagen-Regelung durchgeführt werden kann, dass eine Erkennung der Windzustände möglichst ist, als auch eine Optimierung des Designs bzw. Entwurfs einer Windenergieanlage durch Berücksichtigung rekonstruierter Windeigenschaften.

Vorzugsweise wird auch eine lastmuster-adaptive-Windenergieanlagen-Regelung vorgeschlagen. Besonders wurde erkannt und wird vorgeschlagen, dass eine Optimierung der Last erreicht werden kann. Auch eine Leistungsregelung ist möglich. Es wurde erkannt, dass viele bekannte Verfahren darauf gerichtet sind, Windeigenschaften in Form von Shear, Geschwindigkeit, Turbulenzintensität usw. zu schätzen. Das hier vorgeschlagene Verfahren ermöglicht eine implizite und indirekte Rekonstruktion und Verwendung der Windeigenschaften durch Schätzung der Lastenharmonischen.

Claims

Ansprüche

1. Verfahren zum Erfassen einer Windbelastungssituation einer Windenergieanlage, wobei die Windenergieanlage einen Mast oder Turm und einen mit einer Rotordrehzahl drehenden Rotor mit einem oder mehreren Rotorblättern aufweist, wobei der Rotor durch einen Rotorradius gekennzeichnet ist, umfassend die Schritte:

das Filtern in Abhängigkeit der Rotordrehzahl durchgeführt wird, und die Rotordrehzahl beim Filtern als unmittelbare Größe eingeht, und Erzeugen eines die mehreren Frequenzanteile aufweisenden Bewertungssignals zur Verwendung zum

- Steuern der Windenergieanlage in Abhängigkeit eines oder mehrerer der

Frequenzanteile.

2. Verfahren nach Anspruch 1 ,

dadurch gekennzeichnet, dass

jeweils einer der Frequenzanteile ein Gleichanteil, ein Grundanteil oder eine höhere Harmonische des Belastungssignals ist, wobei die Rotordrehzahl die Frequenz bestimmt, die dem Grundanteil zu Grunde liegt .

3. Verfahren nach Anspruch 1 oder 2,

dadurch gekennzeichnet, dass

aus den Frequenzanteilen ein Windprofil abgeleitet wird.

4. Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche,

dadurch gekennzeichnet, dass

jeder Frequenzanteil durch einen Frequenzwert gekennzeichnet ist und eine Verarbeitung der Frequenzanteile jeweils in Abhängigkeit ihres Frequenzwertes erfolgt, wobei insbesondere

- diese Verarbeitung der Frequenzanteile je nach Frequenzwert gemäß wenigstens einer Vorschrift erfolgt aus der Liste aufweisend:

Zuordnen des Gleichanteils einer mittleren Windgeschwindigkeit, Zuordnen des Grundanteils des Belastungssignals einem Turmschatteneffekt, der auftritt, wenn das Rotorblatt den Turm passiert,

Zuordnen des Grundanteils des Belastungssignals einer örtlichen Variation des Windfeldes,

- Zuordnen der zweiten und/oder dritten Harmonischen des Belastungssignals einer Windbelastung in einem äußeren Bereich des Rotorblattes, wobei der äußere Bereich insbesondere als Bereich von 60% bis 90% des Rotorradius definiert ist,

Zuordnen der zweiten Harmonischen des Belastungssignals einer Schräganströmung und

Zuordnen der dritten, vierten und/oder noch höheren Harmonischen des Belastungssignals einer Turbulenzeigenschaft des Windes, insbesondere so, dass von umso stärkeren Turbulenzen ausgegangen wird, je größer die dritte, vierte bzw. noch höhere Harmonische des Belastungssignals ist.

5. Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche,

dadurch gekennzeichnet, dass

das Belastungssignal in Abhängigkeit eines Blattverstellwinkels des Rotorblattes, vorzugsweise über eine trigonometrische Umrechnung, in eine vorbestimmte Be- lastungsrichtung umgerechnet wird, insbesondere

in eine Belastungsrichtung in Achsrichtung des Rotors und/oder in eine Drehrichtung des Rotors, wobei daraus insbesondere das Drehmoment des Rotors bestimmt wird.

6. Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche,

dadurch gekennzeichnet, dass

jeder Frequenzanteil der Belastungsgröße, oder einige davon, ggf. mit Ausnahme des Gleichanteils, jeweils durch einen Phasor beschrieben wird.

7. Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche,

dadurch gekennzeichnet, dass

- zum Filtern des Belastungssignals ein Beobachter verwendet wird,

die Rotordrehzahl in den Beobachter als Eingangsgröße eingeht, in dem Beobachter der Grundanteil und die wenigstens eine oder die mehreren Harmonischen jeweils durch einen Phasor beschrieben werden, und der Beobachter zu dem Grundanteil und der wenigstens einen oder den mehreren Harmonischen jeweils Amplitude und Phasenwinkel jedes Pha- sors beobachtet.

8. Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche,

dadurch gekennzeichnet, dass

als Filter bzw. Beobachter ein Kalmanfilter verwendet wird.

9. Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche,

dadurch gekennzeichnet, dass

weiterhin eine Drehposition und/oder Drehzahl des Rotors aus dem Belastungs- Signal bestimmt wird.

10. Verfahren zum Betreiben einer Windenergieanlage, wobei die Windenergieanlage einen Mast oder Turm und einen mit einer Rotordrehzahl drehenden Rotor mit einem oder mehreren Rotorblättern aufweist, wobei der Rotor durch einen Rotorradius gekennzeichnet ist, umfassend die Schritte:

- Erfassen wenigstens einer auf ein Rotorblatt der Windenergieanlage wirkenden Blattbelastung als wenigstens ein Belastungssignal,

- das Filtern in Abhängigkeit der Rotordrehzahl durchgeführt wird, und die Rotordrehzahl beim Filtern als unmittelbare Größe eingeht,

Erzeugen eines die mehreren Frequenzanteile aufweisenden Bewertungssignals zur Verwendung zum Steuern der Windenergieanlage und Steuern der Windenergieanlage in Abhängigkeit des Bewertungssignals.

11. Verfahren nach Anspruch 10,

dadurch gekennzeichnet, dass

zum Erzeugen des Bewertungssignals ein Verfahren gemäß einem der Ansprüche 1 bis 9 verwendet wird.

12. Verfahren nach Anspruch 10 oder 11 ,

dadurch gekennzeichnet, dass

die Windenergieanlage wenigstens eine Teilregelung durchführt, ausgewählt aus der Liste aufweisend: eine Drehzahlregelung der Rotordrehzahl in Abhängigkeit es Belastungssignals, insbesondere in Abhängigkeit der zweiten und/oder dritten Harmonischen des Belastungssignals,

eine Leistungsregelung in Abhängigkeit des Gleichanteils, des Grundanteils und/oder der dritten Harmonischen des Belastungssignals

und

eine dynamische Blattwinkelverstellung in Abhängigkeit des Grundanteils des Belastungssignals.

13. Verfahren nach einem der Ansprüche 10 bis 12,

dadurch gekennzeichnet, dass

Reglereinstellungen einer Reglereinrichtung der Windenergieanlage, insbesondere Reglerparameter und/oder -Verstärkungen in Abhängigkeit eines oder mehrerer der Frequenzanteile adaptiert werden, insbesondere, dass eine Drehzahlregelung der Rotordrehzahl in Abhängigkeit der dritten Har- monischen des Belastungssignals adaptiert wird, und/oder

dass eine Leistungsregelung in Abhängigkeit des Gleichanteils, des Grundanteils und/oder der dritten Harmonischen des Belastungssignals adaptiert wird und/oder dass

eine Belastungsregelung in Abhängigkeit des Gleichanteils, des Grundan- teils und/oder der dritten Harmonischen des Belastungssignals adaptiert wird.

14. Windenergieanlage, wobei die Windenergieanlage einen Mast oder Turm und einen mit einer Rotordrehzahl drehenden Rotor mit einem oder mehreren Rotorblättern aufweist, wobei der Rotor durch einen Rotorradius gekennzeichnet ist, und wobei die Windenergieanlage vorbereitet ist zum Erfassen einer Windbelastungssituation, umfassend die Elemente:

eine Belastungserfassungseinrichtung zum Erfassen wenigstens einer auf ein Rotorblatt der Windenergieanlage wirkenden Blattbelastung als wenigstens ein Belastungssignal,

- eine Filtereinrichtung zum Filtern des Belastungssignals zur Aufteilung in mehrere Frequenzanteile des Belastungssignals, wenigstens in einen Grundanteil und eine oder mehrere Harmonische, wobei

die Filtereinrichtung dazu eingerichtet ist, dass das Filtern in Abhängigkeit der Rotordrehzahl durchgeführt wird, und die Rotordrehzahl beim Filtern als unmittelbare Größe eingeht, und eine Signalerzeugungseinrichtung zum Erzeugen eines die mehreren Frequenzanteile aufweisenden Bewertungssignals zur Verwendung zum Steuern der Windenergieanlage und

eine Steuerungseinrichtung, vorbereitet zum Steuern der Windenergieanla- ge in Abhängigkeit eines oder mehrerer der Frequenzanteile, insbesondere in Abhängigkeit des Bewertungssignals.

15. Windenergieanlage nach Anspruch 14,

dadurch gekennzeichnet, dass

sie dazu vorbereitet ist,

- ein Verfahren zum Erfassen nach einem der Ansprüche 1 bis 9 durchzuführen und/oder

ein Verfahren zum Betreiben nach einem der Ansprüche 10 bis 13 durchzuführen, wobei insbesondere

- ein Verfahren zum Erfassen und/oder ein Verfahren zum Betreiben in der Steu- erungseinrichtung implementiert ist.