DE102017105165A1 - Verfahren zum Bestimmen einer verfügbaren Leistung eines Windparks und zugehöriger Windpark - Google Patents

Abstract

Die vorliegende Erfindung betrifft ein Verfahren zum Bestimmen einer verfügbaren Leistung eines Windparks (112), wobei der Windpark mehrere Windenergieanlagen (100) mit einem Rotor (106) mit in ihrem Blattwinkel verstellbaren Rotorblättern (108) umfasst. Außerdem betrifft die vorliegende Erfindung einen Windpark (112), der zum Ausführen des Verfahrens zum Bestimmen einer verfügbaren Leistung eingerichtet ist. Das Verfahren umfasst ein Bereitstellen einer Abschattungsmatrix (200), die wenigstens eine wirksame Windgeschwindigkeit jeder der Windenergieanlagen (100) des Windparks (112) als Funktion zumindest einer Windgeschwindigkeit und Windrichtung sowie einer Windparkdrosselung unter Verwendung eines Park-Nachlauf-Modells bestimmt. Das erfindungsgemäße Verfahren ermöglicht eine verfügbare Leistung eines Windparks (112) auch dann genau zu bestimmen, wenn der Windpark (112) mit gedrosselter Leistung betrieben wird.

Description

• Die vorliegende Erfindung betrifft ein Verfahren zum Bestimmen einer verfügbaren Leistung eines Windparks. Außerdem betrifft die vorliegende Erfindung einen Windpark, der zum Ausführen des Verfahrens zum Bestimmen einer verfügbaren Leistung eingerichtet ist.
• Windenergieanlagen sind bekannt und mit ihnen wird elektrische Leistung aus Wind erzeugt und in ein elektrisches Versorgungsnetz eingespeist. Die einzuspeisende elektrische Leistung kann dabei aus verschiedenen Gründen schwanken, beispielsweise kann netzbedingt eine Drosselung gefordert werden.
• Sowohl die Netz- als auch die Anlagenbetreiber fordern daher in zunehmendem Maße, dass die Anlagen eine sogenannte „verfügbare Leistung“, die auch als „P-available“ bezeichnet werden kann, bestimmen. Während der Netzbetreiber in der Regel daran interessiert ist, welche Regelreserven im Netz zur Verfügung stehen, ist der Betreiber in erster Linie daran interessiert zu erfahren, wie viel Ertrag durch unterschiedliche Begrenzungen verloren geht. Dem Netzbetreiber ist jedoch nicht damit geholfen, nur die im Wind enthaltene Leistung zu kennen, wenn die Anlage z. B. durch technische Probleme begrenzt laufen muss und er diese im Wind verfügbare Leistung nicht abverlangen kann.
• Der Betreiber ist z. B. aber daran interessiert, wie viel Leistung im Wind enthalten ist und wie viel Ertrag ihm durch eine Begrenzung der Anlage verloren geht. Dabei stellt sich dann wiederum die Frage, wer für diese unterschiedlichen, möglichen Begrenzungen, von denen bis zu 28 oder mehr identifizierbar sind, verantwortlich ist und welcher Anteil der Ertragsverluste zu Lasten welcher Begrenzung geht, wer also für die entstehenden Kosten zu welchem Anteil aufkommen muss.
• Zur Vergütung einer Vorhalteleistung oder auch bei netzbedingter Leistungsreduktion wird immer häufiger ein „P-available“ Signal nicht nur für die einzelnen Anlagen sondern für den gesamten Windpark verlangt. Bei einer Leistungsreduktion wirkt auf im Nachlauf von anderen Anlagen stehende Windenergieanlagen eine erhöhte Windgeschwindigkeit, als im nicht reduzierten Fall. Eine Abschätzung von „P-available“ basierend auf gemessenen Windgeschwindigkeiten würde somit zu einer Überschätzung der verfügbaren Parkleistung führen, da Parkeffekte nicht berücksichtigt sind.
• Der vorliegenden Erfindung lag somit die Aufgabe zugrunde, eine verfügbare Leistung eines Windparks auch dann genau zu bestimmen, wenn der Windpark mit gedrosselter Leistung betrieben wird.
• Die Aufgabe wird erfindungsgemäß durch ein Verfahren gemäß Anspruch 1 gelöst. Bevorzugte Ausführungsformen sind in den Unteransprüchen angegeben.
• Demnach wird ein Verfahren zum Bestimmen einer verfügbaren Leistung eines Windparks bereitgestellt, wobei der Windpark mehrere Windenergieanlagen mit einem Rotor mit in ihrem Blattwinkel verstellbaren Rotorblättern umfasst. Das Verfahren umfasst ein Bereitstellen oder Verwenden einer Abschattungsmatrix, die wenigstens eine wirksame Windgeschwindigkeit jeder der Windenergieanlagen des Windparks als Funktion zumindest einer Windgeschwindigkeit und Windrichtung sowie einer Windparkdrosselung unter Verwendung eines Park-Nachlauf-Modells bestimmt. Das Verfahren bestimmt die verfügbare Leistung des Windparks basierend auf der wirksamen Windgeschwindigkeit.
• Die Abschattungsmatrix, die in dieser Form definiert ist, ermöglicht in vorteilhafter Weise die Parkeffekte, die bisher zu einer Überschätzung der verfügbaren Parkleistung führten, zu berücksichtigen. Abhängig von Windgeschwindigkeit und Windrichtung sowie der Windparkdrosselung lässt sich eine wirksame Windgeschwindigkeit der jeweiligen Windenergieanlage im Park bestimmen, die angibt, welche Windgeschwindigkeit für diese Anlage in dem Fall bereitstehen würde, dass der Park nicht gedrosselt betrieben wird. Basierend auf der Abschattungsmatrix lassen sich in vorteilhafter Weise somit die bei ungedrosseltem Park verringerten Windgeschwindigkeiten, genannt wirksame Windgeschwindigkeiten, bestimmen. Die verfügbare Leistung kann dann anhand alternativer Methoden basierend auf den wirksamen Windgeschwindigkeiten der einzelnen Anlagen für den gesamten Windpark bestimmt werden.
• Die Auswirkungen der Abschattungen, die als Abschattungsmatrix bezeichnet wird und beispielsweise als Tabelle oder als Matrix in der individuellen Windenergieanlage oder in einer Parksteuerung hinterlegt sein kann, werden für verschiedene Windgeschwindigkeiten und -richtungen unter Berücksichtigung des Park-Nachlauf-Modells vorab berechnet. Dadurch, dass zur Bestimmung der wirksamen Windgeschwindigkeiten dann lediglich der vorberechnete Wert anhand der Abschattungsmatrix nachgeschlagen werden kann, entfällt eine zeitintensive Simulation der Nachlaufeffekte zu dem Zeitpunkt, zu dem die verfügbare Leistung des Windparks bereitzustellen ist. Die verfügbare Leistung des Windparks kann demnach im Wesentlichen ohne Verzögerung bereitgestellt werden.
• Die Abschattungsmatrix wird für das Verfahren entweder auf einer Parksteuerung oder einer Steuerung einer individuellen Windenergieanlage bereitgestellt und direkt für Berechnungen herangezogen. Alternativ oder zusätzlich wird die Abschattungsmatrix zur Berechnung weiterer relevanter Größen, wie mit Verweis auf weitere Ausführungsformen beschrieben wird, verwendet, ohne dass die Abschattungsmatrix dann unmittelbar zur Bestimmung der verfügbaren Leistung bereitzustellen ist.
• Gemäß einer ersten Methode a) weist das Verfahren zum Bestimmen der verfügbaren Leistung die folgenden Schritte auf:
• - Bestimmen der frei angeströmten Windenergieanlagen für eine bestimmte Windrichtung,
• - Ermitteln einer mittleren Windgeschwindigkeit und Windrichtung als ein Mittelwert der ungestörten Windgeschwindigkeiten und Windrichtungen der frei angeströmten Windenergieanlagen,
• - Ermitteln einer wirksamen Windgeschwindigkeit jeder Windenergieanlage zumindest für jede der nicht frei angeströmten Windenergieanlagen aus der mittleren Windgeschwindigkeit und Windrichtung unter Berücksichtigung der Abschattungsmatrix für einen ungedrosselten Windpark,
• - Ermitteln einer verfügbaren Leistung jeder der Windenergieanlagen anhand deren Leistungskurve und der ermittelten wirksamen Windgeschwindigkeit und
• - Ermitteln der verfügbaren Leistung des Windparks durch Aufsummieren der verfügbaren Leistungen jeder der Windenergieanlagen.
• Dieser Methode liegt der Gedanke zugrunde, die Windgeschwindigkeit und Windrichtung der frei angeströmten Windenergieanlagen zu mitteln. Das Wort „mitteln“ ist hier und im Rahmen der gesamten Anmeldung nicht auf einen arithmetischen Mittelwert beschränkt, andere Formen von Mittelwerten können gleichsam eingesetzt werden. Die frei angeströmten Windenergieanlagen sind diejenigen Anlagen, für die bei einer bestimmten Windrichtung keine Beeinflussung des Windes, der auf die frei angeströmten Windenergieanlagen trifft, durch andere Windenergieanlagen oder andere Hindernisse, beispielsweise Gebäude, Erhebungen, etc., eintritt. Gemäß dieser Methode wird je Windenergieanlage die wirksame Windgeschwindigkeit unter Berücksichtigung der Abschattungsmatrix für den gemittelten Wert der Windgeschwindigkeit und Richtung ermittelt. Diese Methode ermöglicht eine besonders einfache und geeignete Abschätzung der verfügbaren Leistung, da die Abschattungsmatrix für lediglich einen Wert der Windgeschwindigkeit und Windrichtung, der für sämtliche der Windenergieanlagen gleich ist, untersucht wird. Die Methode setzt aber das Vorhandensein von frei angeströmten Anlagen voraus, was in Abhängigkeit der Windrichtung beispielsweise nicht immer der Fall ist. Insbesondere können in der Nachbarschaft liegende Windparks oder auch geografische Verhältnisse dafür sorgen, dass keine frei angeströmten Windenergieanlagen existieren.
• Die wirksame Windgeschwindigkeit der frei angeströmten Windenergieanlagen kann ebenfalls unter Berücksichtigung der Abschattungsmatrix bestimmt werden. Dieses Vorgehen bietet sich insbesondere an, falls eine feste bekannte Abschattung, beispielsweise durch Geländeeinflüsse oder Gebäude vorliegt. Alternativ kann auch direkt die ermittelte Windgeschwindigkeit der zugehörigen frei angeströmten Windenergieanlage als wirksame Windgeschwindigkeit angesetzt werden.
• Gemäß einer zweiten Methode b) weist das Verfahren zum Bestimmen der verfügbaren Leistung die folgenden Schritte auf:
• - Bestimmen der frei angeströmten Windenergieanlagen für eine bestimmte Windrichtung,
• - Bestimmen einer Windgeschwindigkeit und Windrichtung sämtlicher der frei angeströmten Windenergieanlagen,
• - Ermitteln wirksamer Windgeschwindigkeiten zumindest jeder der nicht frei angeströmten Windenergieanlagen unter Berücksichtigung der Abschattungsmatrix für einen ungedrosselten Windpark für jede der bestimmten Windgeschwindigkeiten und Windrichtungen der frei angeströmten Windenergieanlagen,
• - Ermitteln, je zumindest jeder der nicht frei angeströmten Windenergieanlagen, einer anlagenindividuellen mittleren wirksamen Windgeschwindigkeit als ein Mittelwert der je frei angeströmter Windenergieanlage ermittelten wirksamen Windgeschwindigkeiten,
• - Ermitteln einer verfügbaren Leistung jeder der Windenergieanlagen anhand deren Leistungskurve und der anlagenindividuell ermittelten mittleren wirksamen Windgeschwindigkeit und
• - Ermitteln der verfügbaren Leistung des Windparks durch Aufsummieren der verfügbaren Leistungen jeder Windenergieanlage.
• Anders ausgedrückt werden somit wirksame Windgeschwindigkeiten jeder Anlage durch die bestimmte Windgeschwindigkeit und Windrichtung jeder der frei angeströmten Windenergieanlagen unter Berücksichtigung der Abschattungsmatrix für einen ungedrosselten Windpark ermittelt. Im Unterschied zur ersten Methode werden gemäß der zweiten Methode Abschaltungsmatrizen für jede der Windenergieanlagen mehrfach, nämlich entsprechend der Anzahl der frei angeströmten Windenergieanlagen, ausgewertet, um je Windenergieanlage mehrere wirksame Windgeschwindigkeiten, nämlich die Windgeschwindigkeiten jeder der frei angeströmten Windenergieanlagen, zu bestimmen. Die im Ergebnis quasi erhaltene Mittelung über die frei angeströmten Windenergieanlagen erfolgt gemäß dieser Methode somit erst nach dem Berücksichtigen der Abschattungseffekte, die für jede Windenergieanlage unabhängig für jede der Windgeschwindigkeiten der frei angeströmten Windenergieanlagen berücksichtigt werden. Gemäß der ersten Methode erfolgt die Mittelung bereits vor der Berücksichtigung der Abschattungseffekte, nämlich werden die Abschattungseffekte je Windenergieanlage für eine bereits gemittelte Windgeschwindigkeit der frei angeströmten Windenergieanlagen berücksichtigt. Auch die zweite Methode erfordert das Vorhandensein frei angeströmter Anlagen.
• Ebenso wie im Zusammenhang mit der ersten Methode kann für beliebig viele der frei angeströmten Windenergieanlagen, einschließlich sämtlicher und keiner, die ermittelte Windgeschwindigkeiten direkt als wirksame Windgeschwindigkeit angesetzt werden. Auf gleiche Weise kann die Abschattungsmatrix auch für die frei angeströmten Windenergieanlagen beispielsweise beim Vorliegen einer bekannten Abschattung von Vorteil sein.
• Gemäß einer dritten Methode c) weist das Verfahren zum Bestimmen der verfügbaren Leistung die folgenden Schritte auf:
• - Ermitteln von individuellen Windgeschwindigkeiten und Windrichtungen der Windenergieanlagen,
• - Berechnen von modellierten Windgeschwindigkeiten und Windrichtungen ausgehend von einer angesetzten parkwirksamen Windgeschwindigkeit und Windrichtung unter Berücksichtigung der Abschattungsmatrix und der Windparkdrosselung,
• - Optimieren der angesetzten parkwirksamen Windgeschwindigkeit und Windrichtung basierend auf einem Vergleich der individuellen Windgeschwindigkeiten und Windrichtungen und der modellierten Windgeschwindigkeiten und Windrichtungen,
• - Ermitteln der wirksamen Windgeschwindigkeit jeder Windenergieanlage aus der optimierten parkwirksamen Windgeschwindigkeit und Windrichtung unter Berücksichtigung der Abschattungsmatrix für einen ungedrosselten Windpark und
• - Ermitteln einer verfügbaren Leistung jeder der Windenergieanlagen anhand deren Leistungskurve und der ermittelten wirksamen Windgeschwindigkeit und
• - Ermitteln der verfügbaren Leistung des Windparks durch Aufsummieren der verfügbaren Leistungen jeder der Windenergieanlagen.
• Die dritte Methode lässt sich unter dem Begriff optimale Korrelation der Windgeschwindigkeit und -richtung für alle Anlagen zusammenfassen. Im Vergleich zu der ersten und zweiten Methode erfordert die dritte Methode keine frei angeströmten Windenergieanlagen, sondern es werden Windgeschwindigkeiten und Windrichtungen aller der Windenergieanlagen ermittelt. Eine angesetzte parkwirksame Windgeschwindigkeit und Windrichtung wird dahingehend optimiert, dass die über die Abschattungsmatrix bestimmbaren wirksamen Windgeschwindigkeiten jeder Windenergieanlage möglichst nahe an die individuellen Windgeschwindigkeiten und Windrichtungen heran kommen. In diesem Fall ist die angesetzte parkwirksame Windgeschwindigkeit der angenommene, optimale Wert, auf dessen Basis dann die verfügbare Leistung in dem ungedrosselten Fall bestimmt werden kann. Die dritte Methode eignet sich besonders dann, wenn keine frei angeströmten Anlagen in dem Windpark vorhanden sind.
• Gemäß einer vierten Methode d) weist das Verfahren zum Bestimmen der verfügbaren Leistung die folgenden Schritte auf:
• - Ermitteln von individuellen Windgeschwindigkeiten und Windrichtungen der Windenergieanlagen,
• - Invertieren der Abschattungsmatrix für jede der Windenergieanlagen, um basierend auf der individuellen Windgeschwindigkeit und Windrichtung der jeweiligen Windenergieanlage und der Windparkdrosselung eine stationäre parkwirksame Windgeschwindigkeit und Windrichtung abzuschätzen,
• - Mitteln aller abgeschätzten parkwirksamen Windgeschwindigkeiten und Windrichtungen,
• - Ermitteln der wirksamen Windgeschwindigkeit jeder Windenergieanlage aus der gemittelten parkwirksamen Windgeschwindigkeit und Windrichtung unter Berücksichtigung der Abschattungsmatrix für einen ungedrosselten Windpark und
• - Ermitteln einer verfügbaren Leistung jeder der Windenergieanlagen anhand deren Leistungskurve und der ermittelten wirksamen Windgeschwindigkeit und
• - Ermitteln der verfügbaren Leistung des Windparks durch Aufsummieren der verfügbaren Leistungen jeder der Windenergieanlagen.
• Die vierte Methode basiert darauf, dass die Abschattungsmatrix windenergieanlagenindividuell invertiert wird, um zu einem individuellen, zu jeder der Windenergieanlagen gehörenden Wind einen geschätzten parkwirksamen Wind zu erhalten. Diese von jeder Anlage erhaltenen parkwirksamen Winde werden gemittelt und unter Berücksichtigung der ungedrosselten Leistung zur Abschätzung der wirksamen Windgeschwindigkeit jeder Windenergieanlage aus der Abschattungsmatrix verwendet. Auch die vierte Methode benötigt keine frei angeströmten Windenergieanlagen und kann beispielsweise als Alternative zu der dritten Methode oder auch zu einer der anderen Methoden dienen. Im Unterschied zu der dritten Methode erfolgt die Ermittlung gemäß der vierten Methode anhand einer Invertierung der Abschattungsmatrix anstelle einer Optimierung einer angesetzten parkwirksamen Windgeschwindigkeit.
• Gemäß einer fünften Methode e) weist das Verfahren zum Bestimmen der verfügbaren Leistung die folgenden Schritte auf:
• - Bestimmen einer Windgeschwindigkeit und Windrichtung für jede der Windenergieanlagen,
• - Invertieren der Abschattungsmatrix für jede der Windenergieanlagen, um basierend auf der individuellen Windgeschwindigkeit und Windrichtung der jeweiligen Windenergieanlage und der Windparkdrosselung eine stationäre parkwirksame Windgeschwindigkeit und Windrichtung abzuschätzen,
• - Ermitteln der wirksamen Windgeschwindigkeit jeder Windenergieanlage aus der jeweils geschätzten stationären parkwirksamen Windgeschwindigkeit und Windrichtung unter Berücksichtigung der Abschattungsmatrix für einen ungedrosselten Windpark und
• - Ermitteln einer verfügbaren Leistung jeder der Windenergieanlagen anhand deren Leistungskurve und der jeweiligen ermittelten wirksamen Windgeschwindigkeit und
• - Ermitteln der verfügbaren Leistung des Windparks durch Aufsummieren der verfügbaren Leistungen jeder der Windenergieanlagen.
• Zusammengefasst bestimmt gemäß der fünften Methode e) jede Anlage anhand ihrer aktuellen sowie ihrer verfügbaren Leistung und dem für sie gültigen, windrichtungsabhängigen aerodynamischen Parkwirkungsgrad ihren Anteil an der Parkleistung. Hierfür wird die Abschattungsmatrix abhängig von der Drosselung für jede der Windenergieanlagen individuell invertiert und eine stationäre, parkwirksame Windgeschwindigkeit und Windrichtung abgeschätzt. Diese abgeschätzte parkwirksame Windgeschwindigkeit wird für jede Anlage unabhängig voneinander bestimmt und wieder mit Hilfe der nichtinvertierten ungedrosselten Abschattungsmatrix auf die fiktive ungedrosselt wirksame Windgeschwindigkeit der jeweiligen Anlage zurückgerechnet und nachfolgend über die Leistungskurve auf die verfügbare Leistung geschlossen. Da bis zum Ermitteln der verfügbaren Leistung jeder der Windenergieanlagen keine Informationen von weiteren Windenergieanlagen des Windparks notwendig sind, können diese Schritte gemäß der fünften Methode e) auch auf der Windenergieanlage selbst implementiert sein. Ein Parkrechner muss in diesem Fall dann nur noch die Leistungsmeldungen der einzelnen Windenergieanlagen aufsummieren. Alternativ kann natürlich auch das Verfahren gemäß der fünften Methode e) teilweise oder insgesamt auf einen Parkrechner implementiert sein.
• Als mögliche Ausführungsform können auch einzelne Schritte der Methode e) zusammengefasst werden, wobei einzelne, oben aufgeführte Zwischengrößen entfallen können:
• - Eine mögliche Variante besteht darin, die inverse Matrix, die auf Basis der gedrosselten Leistung interpoliert wird und die Abschattungsmatrix der ungedrosselten, maximal technisch möglichen Einspeisung so als aerodynamischen Wirkungsgrad zusammenzufassen, dass der Zwischenschritt über die parkweit gültige Windgeschwindigkeit und - Richtung auf der Anlage bzw. dem Parkrechner entfallen kann und lediglich vorab für die Berechnung der Matrizen erforderlich ist. Anders ausgedrückt, muss die Abschattungsmatrix und/oder die inverse Abschattungsmatrix gemäß dieser Variante nicht explizit in Abhängigkeit von der Windgeschwindigkeit ausgedrückt und hinterlegt sein, sondern stattdessen implizit gemäß der Verallgemeinerung über den aerodynamischen Wirkungsgrad. Dies kann die Bestimmung der verfügbaren Leistung des Windparks in Situationen, in denen die parkweit gültige Windgeschwindigkeit nicht benötigt wird, rechnerisch vereinfachen.
• - Eine zweite mögliche Variante besteht darin, auch die Ermittlung der verfügbaren Leistungen der individuellen Windenergieanlagen anhand der Leistungskurve in das Matrixsystem und / oder die Bestimmung der verfügbaren Leistung der einzelnen Anlage in den Rechenschritt zu integrieren. Auf diese Weise entsteht ein Teilsystem, welches den aktuellen Arbeitspunkt (vorzugsweise umfassend Drehzahl, Pitchwinkel, aerodynamisches Drehmoment und / oder Leistungsproduktion und die Leistungsbegrenzung P_gedr) oder die aus diesen Größen geschätzte Windgeschwindigkeit als Eingangsgröße umfasst und die durch Abschattungseffekte geminderte wirksame Windgeschwindigkeit bzw. die zugehörige verfügbare Leistung errechnet.
• Eine Möglichkeit der Bestimmung von Windgeschwindigkeit und Windrichtung ergibt sich durch die Messung der Windgeschwindigkeit mit einem typischerweise auf der Gondel einer Windenergieanlage verbauten Anemometer. Eine solche Messung, obwohl mit heutigen Ultraschallanemometern sehr genau durchführbar, ist jedoch nur bedingt für die genannte Anwendung brauchbar. Zum einen misst das Anemometer die Windgeschwindigkeit nur in der Mitte der durch die Rotorblätter definierten Ebene. Die Windgeschwindigkeiten an den Blattspitzen, die bei aktuellen Windenergieanlagen 50 und mehr Meter von der Gondel entfernt sind, kann nicht direkt gemessen werden. Darüber hinaus kann durch die Position des Anemometers hinter den Rotorblättern eine Beeinflussung der Messung durch Verwirbelungen und Beschattung erfolgen. Zudem wird die gemessene Windgeschwindigkeit durch die Energieentnahme aus dem Windfeld, auch in Abhängigkeit von der Leistungsdrosselung beeinflusst.
• In einer Ausführungsform weist das erfindungsgemäße Verfahren weiter auf:
• - Bestimmen einer Windgeschwindigkeit und Windrichtung, die im Mittel auf den Rotor einer Windenergieanlage wirken, auf Basis eines Arbeitspunktes der Windenergieanlage für wenigstens eine der Windenergieanlagen.
• Eine gegenüber dem Gondelanemometer bevorzugte Möglichkeit zur Bestimmung der Windgeschwindigkeit und Windrichtung einer an einer Windenergieanlage vorherrschenden ungestörten Windgeschwindigkeit basiert auf einem Windschätzer, dem der Anlagenarbeitspunkt zugrunde liegt. Als ungestört wird die Schätzung deshalb bezeichnet, da keine Störung durch die Energieentnahme durch den Rotor oder Auswirkungen einer Messanordnung hinter dem Rotor, wie beispielsweise im Fall des Gondelanemometers, die Windgeschwindigkeit verfälschen. Der Begriff „ungestört“ bezieht sich aber auf die Bestimmung der Windgeschwindigkeit selbst und bezieht keine Nachlaufeffekte, die von anderen Windenergieanlagen des Parks verursacht werden, ein.
• Der Anlagenarbeitspunkt umfasst vorzugsweise ein Drehmoment, eine Drehzahl und einen kollektiven Pitchwinkel der Windenergieanlage. Basierend auf diesem Arbeitspunkt wird die ungestörte Windgeschwindigkeit ermittelt, die im Mittel auf den gesamten Rotor wirkt. Vorzugsweise wird hierzu ein Leistungsbeiwert, genannt C_P-Beiwert, herangezogen, der ein Verhältnis zwischen dem durch die Rotorfläche durchwehenden Wind und einer aerodynamischen Leistung der Windenergieanlage angibt. Der C_P-Beiwert hängt vorzugsweise von dem Pitchwinkel und einer Schnelllaufzahl λ ab. Vorzugsweise hängt der Zusammenhang von der durchstrichenen Rotorfläche, dem Rotor und der Windgeschwindigkeit ab und kann beispielsweise durch folgende Formel angegeben werden: $$P_{Aero}=\frac{1}{2}\rho \pi r_{Rotor}^2{\nu }_{Wind}^3{C}_P\left(\lambda =\frac{r_{Rotor}\cdot \frac{2\pi }{60s/min}\cdot n_{Rotor}}{{\nu }_{Wind}},\alpha \right)$$

  
• Die Schnelllaufzahl berechnet sich aus dem Verhältnis aus Geschwindigkeit der Rotorblattspitze zu der herrschenden Windgeschwindigkeit. Die Geschwindigkeit der Rotorblattspitze lässt sich aus dem Radius des Rotors (r_Rotor) und einer Drehzahl des Rotors (n_Rotor) berechnen. α bezeichnet einen kollektiven Pitchwinkel der Rotorblätter. (P_Aero) ist die von der Windenergieanlage erzeugte aerodynamische Leistung, ρ bezeichnet die Luftdichte.
• In einer Ausführungsform wird die im Mittel auf den Rotor der Windenergieanlage wirkende Windgeschwindigkeit durch wenigstens eine der folgenden Methoden bestimmt:
• - Interpolation aus mindestens dreidimensionalen Tabellen der Windgeschwindigkeit als Funktion einer Drehzahl, einer aerodynamischen Leistung und einem Pitchwinkel,
• - Iteration basierend auf einem Kennfeld in Abhängigkeit einer Schnelllaufzahl und einem Pitchwinkel.
• Eine direkte Auflösung des Leistungsgleichgewichts beispielsweise gemäß obiger Formel nach der Windgeschwindigkeit ist nicht möglich, da sowohl die Schnelllaufzahl als auch die aerodynamische Leistung selbst jeweils von der Windgeschwindigkeit abhängen. Gemäß dieser Ausführungsform werden somit Methoden vorgeschlagen, mittels der die auf den Rotor wirkende Windgeschwindigkeit bestimmbar ist. Mindestens dreidimensionale Tabellen der Windgeschwindigkeit als Funktion einer Drehzahl (n_Rotor) , der aerodynamischen Leistung (P_Aero) und dem Pitchwinkel (α) können beispielsweise mit folgender Gleichung dargestellt werden: $${\nu }_{Wind}=fkt\left(n_{Rotor,}{P}_{Aero},\alpha \right)$$

  
• Eine Interpretation daraus erfolgt mit geringem Rechenaufwand, die Speicherung der dreidimensionalen Tabellen erfordert je nach Auflösung unterschiedliche Mengen an Daten.
• Zusätzlich oder alternativ kann die Windgeschwindigkeit iterativ beispielsweise nach Newton oder einem anderen Iterationsverfahren, aus dem C_P-Kennfeld bestimmt werden.
• Zwischen dem ersten Verfahren, das auf der Anemometer-Windgeschwindigkeitsmessung basiert, und dem zweiten Verfahren, das auf dem Arbeitspunkt der Windenergieanlage basiert, kann in einer Ausführungsform in Abhängigkeit der Abregelung, der Schnelllaufzahl und/oder des Pitchwinkels gewechselt werden. Insbesondere bei starken Abregelungen, geringen Schnelllaufzahlen und großen Pitchwinkeln, wird das Verfahren basierend auf dem Kennfeld unsicherer und kann in diesen Bereichen in vorteilhafter Weise durch die Windgeschwindigkeitsmessung ersetzt werden.
• In einer Ausführungsform weist das Verfahren weiter ein Korrigieren der Windgeschwindigkeit und Windrichtung, insbesondere einer gemittelten Windgeschwindigkeit und Windrichtung, und/oder der verfügbaren Leistung für wenigstens eine der Windenergieanlagen aufgrund einer Ausbreitung des Windfeldes durch den Park auf.
• Besonders bezogen auf die beschriebene erste Methode a) und zweite Methode b), bei denen ausschließlich der vorherrschende Wind an den frei angeströmten Anlagen berücksichtigt wird, ist zu beachten, dass der Wind, der von den frei angeströmten Anlagen erfasst wird, auch ohne Berücksichtigung von Nachlaufeffekten regelmäßig nicht dem Wind entspricht, der von in Anströmrichtung weiter hinten liegenden Anlagen erfasst wird. Änderungen in dem Wind setzen sich zeitversetzt durch den gesamten Park, angefangen mit den frei angeströmten Anlagen, fort. Anders ausgedrückt „fühlen“ die im Nachlauf der frei angeströmten Anlagen stehenden Anlagen den Wind der frei angeströmten Anlagen zeitverzögert. Vorzugsweise wird für das Korrigieren eine Ausbreitung der verfügbaren Leistung, der effektiven Windgeschwindigkeit und/oder der Windrichtung berücksichtigt.
• In einer Ausführungsform erfolgt das Korrigieren in Form eines gewichteten, gleitenden Mittelwertes. Der Einfluss älterer Windwerte schwindet somit vorzugsweise über die Zeit, wodurch der endlichen Ausdehnung des Windparks und damit der Situation, dass sich die Änderung des Windes über den kompletten Park fortgesetzt hat, Rechnung getragen wird.
• In einer Ausführungsform wird der gleitende Mittelwert abhängig von einer Durchlaufzeit, insbesondere einem Mittel der Windgeschwindigkeit, angepasst. Hierdurch kann vorzugsweise dem Umstand Rechnung getragen werden, dass Änderungen des Windes umso stärkeren Einfluss auf den im Park herrschenden Mittelwert des Windes haben, je höher die Windgeschwindigkeit bzw. je geringer die Durchlaufzeit durch den Windpark ist, da sich die Änderung schneller durch den gesamten Park ausbreitet. Alternativ oder zusätzlich kann der gleitende Mittelwert abhängig von der absoluten Windrichtung angepasst werden, beispielsweise wenn der Weg bis zur vollständigen Ausbreitung einer Änderung nicht über alle Windrichtungen gleich ist, wie es in der Regel eintrifft.
• In einer Ausführungsform implementiert das Verfahren wenigstens zwei der Methoden a) bis e) und eine Vergleichsprüfung zwischen den wenigstens zwei Methoden wird ermöglicht und/oder in Abhängigkeit eines Parameters eine der implementierten Methoden ausgewählt. Beispielsweise kann eine der ersten Methode a) und der zweiten Methode b) immer dann angewandt werden, wenn eine hinreichende Zahl frei angeströmter Anlagen für einen bestimmten Wind auffindbar ist. Wenn hingegen keine frei angeströmte Anlage, beispielsweise aufgrund einer Terrainstruktur oder eines benachbarten Windparks, auffindbar ist, so kann das Verfahren auf eines der dritten Methode c) bis fünften Methode e) wechseln.
• In einer Ausführungsform wird die Abschattungsmatrix je Windenergieanlage als Tabelle in Abhängigkeit der parkwirksamen Windgeschwindigkeit und Richtung sowie einer maximalen Parkleistung hinterlegt.
• Die Abschattungsmatrix stellt die wirksame Windgeschwindigkeit jeder der Windenergieanlagen unter Verwendung eines Park-Nachlauf-Modells bereit. Die Nachlaufeffekte müssen gedrosselte Windparks berücksichtigen, weshalb die Abschattungsmatrix vorzugsweise in Abhängigkeit der maximalen Parkleistung oder der maximalen Anlagenleistung hinterlegt ist. Als maximale Parkleistung ist hier der Leistungswert zu verstehen, der durch beispielsweise technisch bedingte Einschränkungen wie beispielsweise aus Schallschutzgründen nicht überschritten werden darf. Die maximale Parkleistung ist also ein Wert, der gegebenenfalls gegenüber dem Wert einer Nennleistung verringert ist. Vorzugsweise ist die Anzahl von Stützstellen der Rechnung an Gegebenheiten angepasst, beispielsweise bei einer strikten Matrixanordnung ist eine hohe Auflösung der Windrichtung entscheidend. Entsprechend einer Sensibilität der Rechnung kann beispielsweise die Anzahl der Stützstellen der maximalen Parkleistung bzw. der Windparkdrosselung gewählt werden.
• Vorzugsweise ermöglicht die Abschattungsmatrix somit auf Basis einer Windgeschwindigkeit, einer Windrichtung sowie einer Windparkdrosselung als Eingangsparameter zumindest eine wirksame Windgeschwindigkeit jeder Windenergieanlage zu erhalten. Die Abschattungsmatrix ist nicht auf diese Eingangs- und Ausgangsparameter beschränkt, alternativ oder zusätzlich können andere Größen, vorzugsweise Messgrößen, als Eingangs- und Ausgangsparameter Eingang finden. Beispielsweise kann ein Arbeitspunkt und/oder eine Anlagenleistung an die Stelle der Windgeschwindigkeiten insbesondere als Eingangsgröße treten.
• Vorzugsweise wird die Abschattungsmatrix alternativ oder zusätzlich zu der maximalen Parkleistung abhängig von einer maximalen Anlagenleistung jeder Windenergieanlage bestimmt. Durch die Individualisierung der Windparkdrosselung auf die einzelnen Anlagen können Drosselungen des Windparks präziser abgebildet werden.
• In einer Ausführungsform ist das Park-Nachlauf-Modell adaptiv, insbesondere ist ein selbstlernendes Verfahren zur Anpassung an Veränderungen der Umgebung und/oder zur Korrektur von Fehlern des Park-Nachlauf-Modells implementiert.
• Bekannt ist, stationäre Nachlaufmodelle in der Standortbewertung von Windparks zur Ertragsprognose sowie zur Bestimmung der Turbulenz und der Scherung zu verwenden. Stationäre Nachlaufmodelle umfassen beispielsweise das Ainslie, Jensen- oder Frandsen-Nachlaufmodell, für komplexe Gelände werden auch CFD-Simulationen eingesetzt. Die Berechnung des Parknachlaufmodells ist von der Anordnung der Windenergieanlagen in dem Park sowie von geografischen Verhältnissen abhängig. Die Nachlaufeffekte sind insbesondere in Abhängigkeit der Windgeschwindigkeit sowie der Windrichtung angegeben.
• Indem das Parknachlaufmodell adaptiv ausgeführt wird, können möglicherweise vorhandene Fehler und Ungenauigkeiten des verwendeten Modells in vorteilhafter Weise durch Anpassung des Modells korrigiert werden. Beispielsweise kann dadurch auf neu errichtete Windenergieanlagen in Umgebung des Windparks bzw. Veränderung der geografischen Struktur, durch Gebäudebau und/oder Abholzung, angemessen reagiert werden. Die Adaption kann in vorteilhafter Weise mit sämtlichen bekannten selbstlernenden Verfahren implementiert werden.
• In einer Ausführungsform werden verschiedene Abschattungsmatrizen basierend auf verschiedenen Park-Nachlauf-Modellen bereitgestellt, wobei eine der Abschattungsmatrizen basierend auf einem Parameter, insbesondere einem für eine atmosphärische Stabilität indikativen Parameter, ausgewählt, bzw. zwischen den Tabellen interpoliert wird.
• Der für eine atmosphärische Stabilität indikative Parameter kann beispielsweise aus einer Wettervorhersage extrahiert oder auf andere Weise mittels geeigneter Messinstrumente in der Umgebung des Windparks bestimmt werden. Vorzugsweise umfasst der Parameter einen Temperaturgradienten über die Höhe, der sich bei stabiler Luftschichtung deutlich von dem bei labiler Luftschichtung unterscheidet, oder eine gemessene oder vorhergesagte Turbulenzintensität oder die turbulente kinetische Energie. Alternativ oder zusätzlich kann eine Tag- und Nachtunterscheidung vorgenommen werden, da bekanntermaßen eine Luftschichtung nachts stabiler als während des Tages ist. In einem Beispiel können zwei verschiedene Abschattungsmatrizen bereitgestellt werden, in weiteren Beispielen können auch drei oder mehrere verschiedene Abschattungsmatrizen basierend auf unterschiedlichen für die atmosphärische Stabilität indikativen Parametern bereitgestellt werden.
• In einer Ausführungsform basieren die verschiedenen Park-Nachlauf-Modelle auf jeweils verschiedenen Wake-Decay-Konstanten. Die Wake-Decay-Konstante gibt an, wie stark die Windgeschwindigkeit im Nachlauf der Windkraftanlage abnimmt bzw. wie schnell sich die durch eine Windenergieanlage erzeugten Verwirbelungen bzw. Turbulenzen im Nachgang der Windenergieanlage auflösen. Diese Auflösung ist beispielsweise von meteorologischen Parametern wie der atmosphärischen Stabilität abhängig.
• In einer Ausführungsform weist das Verfahren eine Tiefpassfilterung zur Fehlerkorrektur, insbesondere in der abgeschätzten verfügbaren Leistung, auf. Mittels der Tiefpassfilterung bleiben hochfrequente kurzfristige Änderungen, die beispielsweise auf Fehlern oder Einschwingvorgängen beruhen, unberücksichtigt und führen nicht zu einer Verschlechterung der Abschätzung.
• In einer Ausführungsform wird die verfügbare Leistung des Windparks im Wesentlichen in Echtzeit bereitgestellt. Indem das Signal im Wesentlichen in Echtzeit bereitgestellt wird, können die Anforderungen beispielsweise von Netzbetreibern, insbesondere für Kompensationszahlungen bei Netzüberlastung, sowie von Seite der Anlagenregelung, insbesondere für positive Regelleistungsbereitstellung bzw. für negative Regelleistungserbringung, erfüllt werden. Die Anforderungen an „im Wesentlichen“ in Echtzeit werden von dem Anwendungsfall gestellt, die erfindungsgemäße Lösung ermöglicht die Einhaltung dadurch, dass keine zeitaufwändigen Simulationen und komplizierten Berechnungen zur Laufzeit für die Bereitstellung der verfügbaren Leistung des Windparks erforderlich sind oder Größen verwendet werden, die nur rückwirkende Berechnungen ermöglichen
• In einer Ausführungsform wird beim Ermitteln der verfügbaren Leistung einer der Windenergieanlagen die Luftdichte, beispielsweise bestimmt durch den Luftdruck und / oder die Temperatur, berücksichtigt. Die verfügbare Leistung kann unter Berücksichtigung der Luftdichte präziser bestimmt werden.
• In einer Ausführungsform wird eine wirksame Windrichtung jeder Windenergieanlage unter Berücksichtigung einer erweiterten Abschattungsmatrix ermittelt. Zusätzlich zu der Windgeschwindigkeit wird in dieser Ausführungsform somit auch die wirksame Windrichtung anhand der Abschattungsmatrix erhalten, die für weitere Auswertungen vorteilhaft eingesetzt werden kann, da, insbesondere in komplexem Gelände, die Windrichtung der einzelnen Anlagen deutlich voneinander abweichen kann. Alternativ oder zusätzlich kann mittels der Abschattungsmatrix in weiteren Ausführungsformen auf eine Leistung und/oder eine ungestörte Windgeschwindigkeit, die insbesondere bei Erreichen der Maximalleistung von Bedeutung ist, jeder Windenergieanlage geschlossen werden.
• In einer Ausführungsform werden die Verluste eines Netzes des Windparks berücksichtigt. Dies führt zu einer genaueren Ermittlung der parkverfügbaren Leistung.
• In einer Ausführungsform werden weitere Begrenzungen der Windenergieanlagen des Windparks, insbesondere Begrenzungen, die nicht netz- oder regelleistungsseitig begründet sind, berücksichtigt, einschließlich solche aus technischen Gründen, Wartung, schallreduziertem Betrieb und/oder Schattenwurf.
• Die Aufgabe wird erfindungsgemäß weiter durch einen Windpark mit mehreren Windenergieanlagen gelöst, wobei der Windpark eine Steuerung aufweist. Die Steuerung ist zur Durchführung des erfindungsgemäßen Verfahrens eingerichtet.
• Die Aufgabe wird ferner durch eine Windenergieanlage eines erfindungsgemäßen Windparks gelöst, wobei die Windenergieanlage eine Steuerung aufweist, wobei die Steuerung zur Ermittlung einer verfügbaren Leistung nach Methode e) des erfindungsgemäßen Verfahrens ausgebildet ist.
• Weitere Ausgestaltungen und Vorteile werden im Folgenden mit Verweis auf die beigefügten Figuren beschrieben.
• 1 zeigt schematisch eine Windenergieanlage,
• 2 zeigt schematisch einen Windpark,
• 3 zeigt schematisch eine erste Methode zum Bestimmen einer verfügbaren Leistung eines Windparks,
• 4 zeigt schematisch eine zweite Methode zum Bestimmen einer verfügbaren Leistung eines Windparks,
• 5 zeigt schematisch eine dritte Methode zum Bestimmen einer verfügbaren Leistung eines Windparks,
• 6 zeigt schematisch eine vierte Methode zum Bestimmen einer verfügbaren Leistung eines Windparks,
• 7 zeigt schematisch eine fünfte Methode zum Bestimmen einer verfügbaren Leistung eines Windparks,
• 8 zeigt schematisch eine sechste Methode zum Bestimmen einer verfügbaren Leistung eines Windparks und
• 9 zeigt ein Blockschaltbild zur Erläuterung des Algorithmus, der der Bestimmung der äquivalenten Windgeschwindigkeit zugrunde liegt.
• 1 zeigt eine schematische Darstellung einer Windenergieanlage 100. Die Windenergieanlage 100 weist einen Turm 102 und eine Gondel 104 auf dem Turm 102 auf. An der Gondel 104 ist ein aerodynamischer Rotor 106 mit drei Rotorblättern 108 und einem Spinner 110 vorgesehen. Der aerodynamische Rotor 106 wird im Betrieb der Windenergieanlage durch den Wind in eine Drehbewegung versetzt und dreht somit auch einen elektrodynamischen Rotor oder Läufer eines Generators, welcher direkt mit dem aerodynamischen Rotor 106 gekoppelt ist. Der elektrische Generator ist in der Gondel 104 angeordnet und erzeugt elektrische Energie.
• 2 zeigt einen Windpark 112 mit beispielhaft drei Windenergieanlagen 100, die gleich oder verschieden sein können. Die drei Windenergieanlagen 100 stehen somit repräsentativ für im Grunde eine beliebige Anzahl von Windenergieanlagen eines Windparks 112. Die Windenergieanlagen 100 stellen ihre Leistung, nämlich insbesondere den erzeugten Strom über ein elektrisches Parknetz 114 bereit. Dabei werden die jeweils erzeugten Ströme bzw. Leistungen der einzelnen Windenergieanlagen 100 aufaddiert und meist ist ein Transformator 116 vorgesehen, der die Spannung im Park hochtransformiert, um dann an dem Einspeisepunkt 118, der auch allgemein als PCC bezeichnet wird, in das Versorgungsnetz 120 einzuspeisen. 2 ist nur eine vereinfachte Darstellung eines Windparks 112, die beispielsweise keine Steuerung zeigt, obwohl natürlich eine Steuerung vorhanden ist. Auch kann beispielsweise das Parknetz 114 anders gestaltet sein, indem beispielsweise auch ein Transformator am Ausgang jeder Windenergieanlage 100 vorhanden ist, um nur ein anderes Ausführungsbeispiel zu nennen.
• Der Windpark 112 kann beispielsweise bei netzbedingter Leistungsreduktion mit verringerter Leistung betrieben werden. In diesem Fall arbeitet eine oder mehrere bzw. sämtliche der Windenergieanlagen 100 mit einer Leistung, die unterhalb der für die Windsituation möglichen Leistung liegt. Zur Bereitstellung eines P_available -Signals müssen Windenergieanlagen ihre verfügbare Leistung auch in einem derartig leistungsreduzierten Betrieb ermitteln können. Wie erwähnt, sehen bei der Leistungsreduktion im Nachlauf stehende Windenergieanlagen 100 eine höhere Windgeschwindigkeit als im nicht reduzierten Fall, was zu einer Überschätzung der verfügbaren Parkleistung führt. Ziel des Verfahrens zum Bestimmen einer verfügbaren Leistung eines Windparks 112 ist es damit, basierend auf beispielsweise einer Schubkraft, einem Geländemodell und einem Parkplan für gegebene gedrosselte Parkleistung, Windgeschwindigkeit und Windrichtung, die verfügbare Leistung eines Windparks als Summe der Leistungen der Windenergieanlagen unter Berücksichtigung des Parkeffektes zu erhalten.
• Diese Berücksichtigung erfolgt erfindungsgemäß, wie mit Verweis auf die nachfolgenden Figuren beschrieben wird, unter Verwendung einer Abschattungsmatrix 200, die wenigstens eine wirksame Windgeschwindigkeit jeder der Windenergieanlagen 100 des Windparks 112 als Funktion zumindest einer Windgeschwindigkeit und Windrichtung sowie einer Windparkdrosselung unter Verwendung eines Park-Nachlauf-Modells bestimmt. Verschiedene Methoden zur Implementierung der Abschattungsmatrix 200 werden im Folgenden mit Verweis auf 3 bis 8 im Detail beschrieben.
• 3 zeigt schematisch eine erste Methode a) zur Bestimmung der verfügbaren Leistung des Windparks 112 unter Verwendung der Abschattungsmatrix 200. Die mit abgerundeten Ecken ausgeführten Umrahmungen der Figuren fassen schematisch eine hierarchische bzw. strukturelle Zuständigkeit von Windpark, individueller Anlagensteuerung und Parksteuerung bzw. Parkrechner betreffend einzelne Verfahrensschritte bzw. Berechnungen zusammen.
• Der in 3 und auch den folgenden 4 bis 8 gezeigte Windpark 112 umfasst neun Windenergieanlagen 100, die in strikter Matrixanordnung angeordnet sind. Dies ist selbstverständlich nur ein sehr einfaches Beispiel eines tatsächlichen Windparks 112, die erfindungsgemäße Lehre ist ebenso auf beliebige Windparks übertragbar. Der Windpark 112 wird symbolisch durch Wind 130 von links angeströmt, so dass drei Windenergieanlagen 132 frei angeströmt werden. Die weiteren Windenergieanlagen 134 befinden sich im Nachlauf der frei angeströmten Windenergieanlagen 132 und erfahren eine verringerte Windgeschwindigkeit.
• In einem ersten Schritt 310 werden aus den Windenergieanlagen 100 die frei angeströmten Anlagen 132 ausgewählt bzw. bestimmt. Das Bestimmen in Schritt 310 erfolgt in Abhängigkeit der Windrichtung.
• Anschließend wird in Schritt 320 eine ungestörte Windgeschwindigkeit und Windrichtung der frei angeströmten Windenergieanlagen 132 bestimmt. Die ungestörte Windgeschwindigkeit und Windrichtung entspricht der Windgeschwindigkeit, die nicht durch den Rotor beeinflusst wird. Sie wird vorzugsweise unter Verwendung des Windschätzers, der im Detail mit Verweis auf 9 beschrieben wird, ermittelt. Alternativ kann die ungestörte Windgeschwindigkeit auch durch auf der Windenergieanlage angebrachte Anemometer und ähnliches mit geeigneten Korrekturen bestimmt werden.
• Die ermittelten ungestörten Windgeschwindigkeiten und Windrichtungen $\overrightarrow{{\nu }_{Sch\text{ätz}\text{,1}\mathrm{..}{\text{n}}_{frei}}}$

  

  werden in einem Schritt 330 gemittelt, um eine mittlere Windgeschwindigkeit und Windrichtung $\overrightarrow{{\nu }_{{}_{frei,Mittel}}}$

  

  zu erhalten. In 3 ist beispielsweise die Windgeschwindigkeit und Windrichtung als Windvektor dargestellt. Der Mittelwert wird als Summe der Windvektoren, die durch die Anzahl n_frei der frei angeströmten Windenergieanlagen 132 geteilt wird, dargestellt. Es sollte beachtet werden, dass diese Bildung eines Mittelwertes nur ein Beispiel ist und auch andere Funktionen zur Bildung des Mittelwertes analog angewandt werden können. Zusammen mit der mittleren Windgeschwindigkeit und Windrichtung $\overrightarrow{{\nu }_{{}_{frei,Mittel}}}$

  

  wird eine Leistung im nicht-limitierten Betrieb des Windparks P_nom in einem Schritt 340 verwendet, um unter Berücksichtigung der Abschattungsmatrix 200 wirksame Windgeschwindigkeiten jeder Windenergieanlage ν_1..n zu erhalten. Ein nicht-limitierter Betrieb liegt vor, wenn der Windpark mit erlaubter Maximalleistung und nicht beispielsweise aufgrund von Netzanforderungen mit einer niedrigeren, gedrosselten Leistung P_gedr betrieben wird.
• Alternativ zu sämtlichen Windenergieanlagen können die frei angeströmten Windenergieanlagen 132 ganz oder teilweise von dem Schritten 340 ausgenommen werden und die verfügbare Leistung der frei angeströmten Windenergieanlagen 132 direkt anhand der Leistungskurve für die in Schritt 320 bestimmte Windgeschwindigkeit ermittelt werden, d.h. die in Schritt 320 bestimmte Windgeschwindigkeit entspricht in dieser Ausführungsform der wirksamen Windgeschwindigkeit für die frei angeströmten Windenergieanlagen.
• In einem Schritt 350 wird die wirksame Windgeschwindigkeit ν_1..n jeder Windenergieanlage aufgrund einer Ausbreitung des Windfeldes durch den Park korrigiert. Eine Durchlaufzeit durch den Park wird beispielsweise als Quotient aus Ausdehnung des Windparks 112 in Anströmrichtung zu der Windgeschwindigkeit, beispielsweise der geschätzten Windgeschwindigkeit, bestimmt. Auch andere Möglichkeiten zur Korrektur in Schritt 350 sind möglich. Das Korrigieren in Schritt 350 entspricht einer Parklayout-abhängigen Durchlaufverzögerung durch den Windpark.
• Die korrigierten wirksamen Windgeschwindigkeiten werden dann in Schritt 360 anhand der Leistungskurven P_LK in anlagenabhängige Leistungswerte übersetzt, aufsummiert und in eine parkverfügbare Leistung P_verfg,Park, übertragen.
• 4 zeigt schematisch eine zweite Methode b) zum Bestimmen einer verfügbaren Leistung eines Windparks 112. Wie in der ersten Methode a) werden gemäß der zweiten Methode b) zunächst in Schritt 310 die frei angeströmten Windenergieanlagen 132 bestimmt und deren Windgeschwindigkeit und Windrichtung in Schritt 320 bestimmt.
• Für jede der bestimmten Windgeschwindigkeiten und Windrichtungen der frei angeströmten Windenergieanlagen wird in Schritt 430 je Windenergieanlage 100 unter Verwendung einer Abschattungsmatrix 200 für einen ungedrosselten Windpark eine wirksame Windgeschwindigkeit ν_{1..n,1..nfrei} bestimmt. Somit werden in Schritt 430 für jede der n Windenergieanlagen 100 des Windparks 112 der Anzahl frei angeströmter Windenergieanlagen n_frei entsprechend wirksame Windgeschwindigkeiten ν_i,1..nfrei bestimmt.
• Für jede der Windenergieanlagen wird dann in Schritt 440 ein Mittelwert der wirksamen Windgeschwindigkeiten für diese Windenergieanlage bestimmt und die verfügbare Leistung jeder der Windenergieanlagen anhand deren Leistungskurve für die anlagenindividuell ermittelte mittlere wirksame Windgeschwindigkeit ermittelt.
• In einer alternativen Ausführung können die frei angeströmten Windenergieanlagen 132 ganz oder teilweise von den Schritten 430 und 440 ausgenommen werden und die verfügbare Leistung der frei angeströmten Windenergieanlagen 132 direkt anhand der Leistungskurve für die in Schritt 320 bestimmte Windgeschwindigkeit ermittelt werden.
• Die ermittelten verfügbaren Leistungen P_1..n werden in einem Schritt 450 korrigiert, was einer Parklayout-abhängigen Durchlaufverzögerung durch den Windpark wie in Schritt 350 entspricht. Der Unterschied ist lediglich, dass in der zweiten Methode b) die verfügbaren Leistungen P_1..n anstelle der ermittelten wirksamen Windgeschwindigkeiten ν_1..n korrigiert werden.
• Abschließend werden in Schritt 460 die verfügbaren Leistungen aufsummiert, um die verfügbare Leistung des Windparks 112 zu erhalten.
• 5 zeigt schematisch eine dritte Methode c) zur Bestimmung einer verfügbaren Leistung des Windparks 112. Im Unterschied zu der ersten Methode a) und zweiten Methode b) werden in der dritten Methode c) in Schritt 510 sämtliche Windenergieanlagen 100 des Windparks 112 ausgewählt und deren Windgeschwindigkeit und Windrichtung in Schritt 520 bestimmt. Das Verfahren zur Ermittlung der ungestörten Windgeschwindigkeiten und Windrichtungen ν_Schätz,1..n und Schritt 520 kann dem Verfahren in Schritt 320 entsprechen, das heißt beispielsweise mit Hilfe des Windschätzers, der mit Verweis auf 9 beschrieben wird, durchgeführt werden.
• Die dritte Methode c) ist ein Iterationsverfahren das darauf zielt, eine optimale Korrelation der Windgeschwindigkeit und Richtung für alle Windenergieanlagen zu erlangen. Hierzu wird eine wirksame Parkwindgeschwindigkeit $\overrightarrow{{\nu }_{{}_{Park}}}$

  

  angesetzt und in Schritt 530 für eine gedrosselte Leistung P_gedr anhand der Abschattungsmatrix 200 Modellgeschwindigkeiten jeder Windenergieanlage $\overrightarrow{{\nu }_{{}_{Modell\mathrm{,1..}n}}}$

  

  bestimmt. Die sich aus der angesetzten Parkgeschwindigkeit $\overrightarrow{{\nu }_{{}_{Park}}}$

  

  ergebenden modellierten Windgeschwindigkeiten und Windrichtungen $\overrightarrow{{\nu }_{{}_{Modell\mathrm{,1..}n}}}$

  

  werden mit den ungestörten individuellen Windgeschwindigkeiten und Windrichtungen $\overrightarrow{{\nu }_{{}_{Schätz\mathrm{,1..}n}}}$

  

  korreliert und in Schritt 540 ein Maß für die Korrelation beider Größen bestimmt. In dem Beispiel der 5 wird ein quadratischer Abstand aus beiden bestimmt, der möglichst gering sein soll, um eine optimale Korrelation zu erreichen. Hierzu wird die angesetzte Parkwindgeschwindigkeit $\overrightarrow{{\nu }_{{}_{Park}}}$

  

  solange angepasst, bis die Korrelation eine bestimmte Güte erreicht. Sämtliche iterative Optimierungsalgorithmen sind alternativ zu dem gezeigten Verfahren der kleinsten Quadrate einsetzbar.
• Die optimierte parkwirksame Windgeschwindigkeit $\overrightarrow{{\nu }_{{}_{Park}}}$

  

  wird dann in Schritt 550 unter Berücksichtigung der Abschattungsmatrix 200 und für einen ungedrosselten Windpark mit Leistung P_nom die wirksame Windgeschwindigkeit ν_i jeder Windenergieanlage bestimmt.
• Die parkverfügbare Leistung P_νerfg,Park kann dann in Schritt 560 anhand der Leistungskurven und der ermittelten wirksamen Windgeschwindigkeiten jeder der Windenergieanlagen bestimmt und aufsummiert werden.
• 6 zeigt schematisch eine vierte Methode d) zum Ermitteln der verfügbaren Leistungen P_νerfg,Park des Windparks 112. Die Schritte 510 und 520 entsprechen den in 5 gezeigten Schritten.
• Die individuellen Windgeschwindigkeiten und Windrichtungen $\overrightarrow{{\nu }_{{}_{Schätz\mathrm{,1..}n}}}$

  

  werden in Schritt 630 einer invertierten Abschattungsmatrix 200' zugeführt, um zusammen mit der gedrosselten Leistung P_gedr eine stationäre parkwirksame Windgeschwindigkeit und Windrichtung ν_Park,1..n abzuschätzen. Die Abschattungsmatrix 200 wird anlagenindividuell invertiert, um zu der Abschattungsmatrix 200' zu gelangen.
• Die je Windenergieanlage abgeschätzte stationäre parkwirksame Windgeschwindigkeit $\overrightarrow{{\nu }_{{}_{Park,i}}}$

  

  wird in Schritt 640 gemittelt, und die gemittelte parkwirksame Windgeschwindigkeit $\overrightarrow{{\nu }_{{}_{Park}}}$

  

  in Schritt 650 unter Verwendung der Abschattungsmatrix 200 für einen ungedrosselten Windpark mit Maximalleistung P_nom zur Bestimmung wirksamer Windgeschwindigkeiten ν_1..n jeder Windenergieanlage verwendet. In Schritt 660 werden dann die wirksamen Windgeschwindigkeiten ν_1..n unter Verwendung der jeweiligen Leistungskurven und anschließendes Aufsummieren zur Bestimmung der verfügbaren Leistung des Windparks P_νerfg,Park verwendet.
• 7 zeigt schematisch eine fünfte Methode e) zum Ermitteln der verfügbaren Leistung P_νerfg,Park des Windparks 112. Im Unterschied zu der ersten bis vierten Methode ist ein großer Teil der Methode e) auf einer Steuerung der Windenergieanlage 100 implementierbar, da keine Betriebsinformationen der anderen Windenergieanlagen notwendig sind. Genauer können alle unter 710 zusammengefassten Schritte auf der individuellen Windenergieanlage implementiert werden. Jede Windenergieanlage ermittelt basierend auf ermittelten individuellen Windgeschwindigkeiten und Windrichtungen ν_Schätz,i eine verfügbare Leistung P_νerfg,i unter Berücksichtigung der auf die individuelle Anlage wirkenden Abschattung, was unter der Klammer 750 als aerodynamischer Parkwirkungsgrad zusammengefasst ist. Die anlagenindividuelle Schätzung schließt in Schritt 720 ein Abschätzen unter Verwendung der invertierten Abschattungsmatrix 200' mit gedrosselter Leistung P_gedr ein, um eine parkwirksame Windgeschwindigkeit $\overrightarrow{{\nu }_{{}_{Park}}}$

  

  abzuschätzen. Mit dieser wird dann in Schritt 730 unter Verwendung der Abschattungsmatrix 200 und der technisch möglichen Leistung oder der Nennleistung P_nom auf die anlagenwirksame Windgeschwindigkeit ν_i geschlossen. Mit der anlagenwirksamen Windgeschwindigkeit ν_i wird unter Verwendung der Leistungskurve dann in Schritt 740 die verfügbare Leistung P_νerfg,i abgeschätzt. Die Parksteuerung 760 muss dann lediglich die von den einzelnen Windenergieanlagen 100 übertragenen Signale der verfügbaren Leistung P_νerfg,i in Schritt 770 aufnehmen. Die Abschattungsmatrix 200 und invertierte Abschattungsmatrix 200' kann in dieser Methode e) anlagenindividuell bereitgestellt werden und auf Steuerungen der jeweiligen Windenergieanlagen 100 implementiert sein.
• 8 zeigt eine weitere Methode f), die eine Variation der Methode e) darstellt und anstelle der anlagenindividuellen Geschwindigkeiten ν_Schätz,i die Abschattung basierend auf den Leistungswerten berücksichtigt. Auch in der Methode f) muss die Windparksteuerung 760 lediglich in Schritt 770 die individuellen von den Anlagen bereitgestellten Signale verfügbare Leistung P_νerjg,i aufsummieren. Die verbleibenden Schritte können analog zu der Methode e) auf der individuellen Windenergieanlage implementiert sein. In Schritt 810 wird eine verfügbare Leistung basierend auf dem Arbeitspunkt und optional basierend auf Sensorsignalen der Windenergieanlage berechnet. Die verfügbare Leistung P_νerfg, die für alle Anlagen individuell berechnet wird, wird zusammen mit der bestimmten Windrichtung und dem Pitchwinkel in Schritt 820 zur Berücksichtigung der Abschattungseffekte und zum Bereitstellen einer um Abschattungseffekte korrigierten verfügbaren Leistung P_νerfg,i, herangezogen.
• Die Methode f) fasst einzelne Schritte der Methode e) in einem Schritt 820 zusammen, insbesondere wird die inverse Abschattungsmatrix 200', die auf Basis der gedrosselten Leistung interpoliert wird, und die Abschattungsmatrix 200 der ungedrosselten, maximal technisch möglichen Einspeisung so zusammengefasst, dass der in Methode e) vorhandene Zwischenschritt über die parkweit gültige Windgeschwindigkeit und -Richtung auf der Anlage bzw. dem Parkrechner entfallen kann und lediglich für die (einmalige) Berechnung der Matrizen 200, 200' erforderlich ist.
• Für die Abschattungsmatrix erfolgt in Schritt 820 somit eine Zusammenfassung zu einem aerodynamischen Wirkungsgrad, der nur noch implizit von der Windgeschwindigkeit abhängt. Zusätzlich zu dem Pitchwinkel α wird der minimale Pitchwinkel α_min bereitgestellt, für den die Windenergieanlage im nicht leistungsreduzierten Fall, d.h. bei maximaler technisch möglicher Einspeisung, betrieben würde.
• Wie bereits eingangs ausgeführt, ist eine von einem Gondelanemometer bestimmte Windgeschwindigkeit regelmäßig durch Rotoreffekte gestört. Ferner weisen die Messwerte eines Gondelanemometers nur bei Mittelung über lange Zeiträume von 10 Minuten und mehr eine gute Korrelation mit den tatsächlichen Leistungswerten einer WEA auf und sind somit für die Bestimmung der aktuell verfügbaren Leistung nicht besonders gut geeignet, wie auch der Referenz [1] zu entnehmen ist. Zudem hängt die Anemometermesssung stark von einer Leistungsreduktion und weiteren Einflüssen ab, die nicht oder nur schwer für eine Signalkorrektur herangezogen werden können.
• Eine zweite Möglichkeit besteht daher, wie ebenfalls eingangs ausgeführt, in der Berechnung der verfügbaren Leistung bzw. der individuellen, ungestörten Windgeschwindigkeit aus der aktuellen Windenergieanlagen-Leistung (z.B. der in den Gleichstromzwischenkreis eingespeisten Leistung einer Windenergieanlage mit Vollumrichter) und dem Blattwinkel der Windenergieanlage, was im Folgenden unter Verweis auf 9 beschrieben wird.
• Wird eine Windenergieanlage in ihrer Leistung unter die verfügbare Leistung begrenzt, so muss die Zufuhr an mechanischer Leistung reduziert werden. Dies kann durch die Erhöhung des Blattwinkels erfolgen. Die Reduzierung des aerodynamischen Leistungsbeiwertes c_P(λ,α) bei einer Erhöhung des Blattwinkels α hängt dabei im Allgemeinen von der Schnelllaufzahl λ ab.
• Wird nun eine Windenergieanlage durch eine bekannte Leistungs- bzw. Drehzahlregelung ständig und auch bei variierenden Windgeschwindigkeiten bei derselben Schnelllaufzahl, insbesondere bei der optimalen Schnelllaufzahl λ_opt betrieben, so ergibt sich durch die Erhöhung des Blattwinkels gegenüber einem bestimmten optimalen Blattwinkel α_opt eine feste Leistungsreduzierung. Wenn der leistungsreduzierende Effekt für jeden Blattwinkel bestimmt ist, so kann eine Berechnung der verfügbaren Leistung aus der aktuellen WEA-Leistung P_ist und dem Leistungsreduzierungsbeiwert k(α) = 1 - c_p(λ_opt,α)/c_p(λ_opt,α_opt) nach folgender Formel erfolgen: $$P_{verfügbar}=\frac{P_{ist}}{1-k\left(\alpha \right)}$$

  
• Eine konstante Schnelllaufzahl kann jedoch nicht unter allen Betriebsbedingungen gehalten werden. Insbesondere bei starker Abregelung kann es zu Abweichungen vom Optimum kommen. Auf Grund des umgekehrt proportionalen Verhältnisses zwischen Leistungsreduzierungsbeiwert und geschätzter verfügbarer Leistung können hier insbesondere bei starker Abregelung schon kleine Abweichungen im angenommenen Leistungsreduzierungsbeiwert zu Fehlern bei der Berechnung der verfügbaren Leistung führen.
• Zur Lösung wird nun ein Algorithmus vorgeschlagen, der die verfügbare Leistung in Abhängigkeit der Windgeschwindigkeit, und somit an allen Betriebspunkten einer WEA möglichst zuverlässig schätzen kann.
• 9 zeigt somit ein Blockschaltbild 1 eines vorgeschlagenen Algorithmus und damit eines vorgeschlagenen Verfahrens zum Bestimmen einer äquivalenten Windgeschwindigkeit ν_Wind, die als ungestörte Windgeschwindigkeit ν_Schätz gemäß den oben beschriebenen Methoden verwendbar ist.
• Es kommen darin zwei Beobachter zum Einsatz, die auf Basis bestimmter Messgrößen andere, nicht messbare Werte beobachten bzw. schätzen.
• Der in 9 dargestellte Leistungsbeobachter 2 bestimmt aus der in den Gleichspannungszwischenkreis eingespeisten und gemessenen Leistung P_DC und der Rotordrehzahl ω die verfügbare interne Leistung als an dem Gleichspannungszwischenkreis verfügbare Leistung P_ava,DC.
• Per Messung werden somit die Größen Drehzahl (ω) und Leistung im Gleichstromzwischenkreis (P_DC) erfasst. Die Drehzahl (ω) des Generators entspricht, sofern kein Getriebe vorliegt, der Drehzahl des Rotors. Daraus wird mit Hilfe des Zustandsbeobachters 2 die verfügbare interne Leistung P_ava,DC bestimmt bzw. errechnet, die auch als verfügbare aerodynamische Leistung bezogen auf den Zwischenkreis (P̂_ava,DC) bezeichnet werden kann, d.h. sie entspricht der aerodynamischen Leistung abzüglich der Generatorverluste, sowie eventuell abzüglich weiterer Verluste wie Reibungs- oder Stromwandlungsverluste.
• Der Leistungsbeobachter kann folgende, vereinfachte Systembeschreibung zu Grunde legen, die auch als Beschleunigungsgleichung eines rotierenden Ein-Massensystems bezeichnet werden kann: $$J\dot{\omega }=T_{mech}-T_{el}=\frac{1}{\omega }\left(P_{mech}-P_{el}\right)$$

  
• In dieser Formel bezeichnet J das Trägheitsmoment der rotierenden Massen der WEA, ω die Drehzahl der WEA, T_mech und P_mech das an der Welle durch den Wind entstehende Drehmoment bzw. die Leistung, und T_el / P_el das elektro-mechanische Drehmoment bzw. die Leistung des Generators. Mit einem Punkt sind hier wiederum Ableitungen von Größen nach der Zeit kenntlich gemacht. Wird über einen Zeitraum hinweg eine Generatorleistung entnommen, die die mechanische Leistung übersteigt, folgt ein Abbremsen der WEA.
• Zum Leistungsbeobachter 2 und ausgehend von obiger Beschleunigungsgleichung eines rotierenden Ein-Massensystems kann folgendes Zustandsraummodell der Windenergieanlage aufgestellt werden, mit den Zustandsvariablen Drehzahl (ω) und mechanisches Drehmoment (T_mech): $$\left[\begin{array}{c}\dot{\omega }\\ {\dot{T}}_{mech}\end{array}\right]=\left[\begin{array}{cc}0& \frac{1}{J}\\ 0& 0\end{array}\right]\left[\begin{array}{c}\omega \\ T_{mech}\end{array}\right]+\left[\begin{array}{c}-\frac{1}{J}\\ 0\end{array}\right]T_{el}$$

  
• Von den hier verwendeten Größen kann das mechanische Drehmoment T_mech nicht gemessen werden und soll deshalb über einen Zustandsbeobachter aus den Messdaten errechnet werden. Da darüber hinaus das Drehzahlsignal oft nur in geringer Auflösung und mit niedriger Abtastrate gemessen wird, wird auch für diesen Wert eine Zustandsbeobachtung vorgeschlagen. Eine geeignete Beobachterstruktur lässt sich wie folgt formulieren, wobei zur weiteren Erläuterung auf die Referenz [4] verwiesen wird: $$\left[\begin{array}{c}\dot{\stackrel{⌢}{\omega }}\\ {\dot{\widehat{T}}}_{mech}\end{array}\right]=\left[\begin{array}{cc}-k_{\omega }& \frac{1}{J}\\ -k_T& 0\end{array}\right]\left[\begin{array}{c}\widehat{\omega }\\ {\widehat{T}}_{mech}\end{array}\right]+\left[\begin{array}{cc}{k}_{\omega }& -\frac{1}{J}\\ k_T& 0\end{array}\right]\left[\begin{array}{c}\omega \\ T_{el}\end{array}\right]$$

  
• Hierin sind beobachtete Variablen im Gegensatz zu den gemessenen Eingangsgrößen Drehzahl ω und dem elektrischen Drehmoment $T_{el}=\frac{P_{DC}}{\omega }$

  

  mit ^ gekennzeichnet. P_DC ist die in den Gleichspannungszwischenkreis eingespeiste elektrische Leistung. Die beiden Parameter k_ω und k_T beeinflussen das dynamische Verhalten und bei einer zeitdiskreten Implementierung auch die Stabilität des Zustandsbeobachters und müssen unter Berücksichtigung dieser Aspekte gewählt werden.
• Die Berechnung der aerodynamischen Leistung P̂_ava,DC erfolgt über das Produkt aus Drehzahl und Drehmoment. Das entspricht dann der bestimmten verfügbaren internen Leistung P_ava,DC.
• Eingangsgrößen für die Bestimmung der verfügbaren internen Leistung P_ava,DC sind die gemessene, in den Gleichstromzwischenkreis eingespeiste elektrische Leistung P_DC sowie die gemessene Windenergieanlagen-Drehzahl ω. Ausgabewert ist dann die verfügbare elektrische Leistung, bezogen auf den Gleichstromzwischenkreis, P_ava,DC. Dieser Beobachter ist wichtig, da sich die Windenergieanlage unter bestimmten Umständen nicht an einem stationären Betriebspunkt befindet, an dem die Leistung P_DC der gerade verfügbaren Windleistung entspricht, sondern im Normalbetrieb fast permanent beschleunigt oder abbremst, und bspw. für eine Netzstützung, bei der Energie aus kinetischer Energie der Rotation genommen wird, von einer normalen Drehzahl-Leistungs-Kennlinie abweichen kann.
• Zu der auf den Gleichstromzwischenkreis bezogenen verfügbaren internen Leistung P_ava,DC werden die Generatorverluste P_VGen hinzu addiert. Diese Verluste können entweder durch Messungen im Betrieb bestimmt werden oder einer Kennlinie für den jeweiligen Generatorarbeitspunkt entnommen werden (ggf. unter Berücksichtigung von Temperaturmesswerten). Zusätzlich können, falls relevant, auch Reibungs- und Stromwandlungsverluste hinzuaddiert werden. Das Ergebnis dieser Addition ist die verfügbare Generatoreingangsleistung der Windenergieanlage, vereinfachend als P_mech bezeichnet. Für diese Berechnung sollten die für die maximal verfügbare Eingangsleistung erwarteten Generatorverluste anstatt der aktuellen Generatorverluste verwendet werden.
• Diese Leistung, sowie die gemessene Windenergieanlagen-Drehzahl ω und der aktuelle Blattwinkel α werden als Eingangswerte für den zweiten Beobachter, den Windbeobachter 4 verwendet. Dieser beobachtet die Windgeschwindigkeit ν_Wind, die bei dem aktuellen Blattwinkel α zu der verfügbaren Leistung führt. Prinzipiell geht es hierbei um eine Lösung ν für die Gleichung $$P_{mech}=\frac{1}{2}\rho A{\nu }^3{C}_p\left(\lambda ,\alpha \right),$$

  

  worin P_mech als durch den Leistungsbeobachter 2 als bekannt angenommen wird, p die Luftdichte, A die Rotorfläche und C_p(λ,α) den Leistungsbeiwert in Abhängigkeit der Schnelllaufzahl λ und des Blattwinkels α bezeichnen. Hierbei handelt es sich um eine nichtlineare Gleichung, in die die Windgeschwindigkeit v direkt und indirekt über die Schnelllaufzahl $\lambda =\frac{\omega R}{\nu }$

  

  eingeht (ω bezeichnet wiederum die WindenergieanlagenDrehzahl in rad/s und R den Radius des aerodynamischen Rotors). Verschiedene Lösungen dazu sind bekannt aus der Referenz [2].
• Auf Grund der nichtlinearen Eigenschaften der Gleichung hat sich ein nichtlinearer Ansatz zur Bestimmung der Windgeschwindigkeit als Grundlage für den Windbeobachter als vorteilhaft herausgestellt und dazu wird auf die Referenzen [2,3] verwiesen, der unter dem Begriff Immersion and Invariance geführt wird.
• Im Gegensatz zu den Referenzen [2] und [3] wird jedoch in der hier vorgeschlagenen Lösung nicht die gemessene elektrische Windenergieanlagen-Leistung als Eingangsgröße für den Windbeobachter 4 verwendet, sondern die über den Leistungsbeobachter 2 bestimmte bzw. errechnete verfügbare interne Leistung. Dies ist wichtig für die korrekte, zumindest gewünschte Funktionsweise des Windbeobachters 4 im transienten Betrieb der Windenergieanlage (d.h. bei starkem Beschleunigen oder Abbremsen, bspw. für eine Netzstützung, bei der Energie aus kinetischer Energie der Rotation genommen wird).
• Vorzugsweise gibt der Windbeobachter 4 auch noch die verfügbare Leistung Pava (α_opt,λ_opt) der Windenergieanlage aus. Das ist die Leistung, die bei der durch den Windbeobachter 4 bestimmten äquivalenten Windgeschwindigkeit ν_Wind von der Windenergieanlage erzeugt werden könnte, wenn der optimale Blattwinkel α_opt und die optimale Schnelllaufzahl λ_opt eingestellt wären. Das lässt sich bspw. basierend auf der äquivalenten Windgeschwindigkeit ν_Wind und unter Berücksichtigung bekannter Zusammenhänge zwischen Wind und erzeugter Leistung bei den genannten Bedingungen (optimaler Blattwinkel a_opt und die optimale Schnelllaufzahl λ_opt) berechnen. Dafür kann bspw. eine entsprechende Kennlinie hinterlegt sein. Zusätzlich wird vorgeschlagen, die aktuelle Schnelllaufzahl λ auszugeben, die sich aus der Windgeschwindigkeit, Drehzahl und dem Rotordurchmesser berechnen lässt. Die angegebene verfügbare Leistung P_νerf.(α_opt,λ_opt) wäre die nicht um Parkeffekte korrigierte verfügbare Leistung. Während beispielhaft die Methoden a) bis e) direkt auf der bestimmten äquivalente Windgeschwindigkeit ν_Wind als Eingangsgröße für die Bestimmung der parkverfügbaren Leistung beruhen, kann die Methode f) auf der verfügbaren Leistung Pν_erf (α_opt,λ_opt) beruhen.
• Die vorgeschlagene Lösung kann eingesetzt werden für Anwendungen positiver und negativer Regelenergie mit Windenergie, sowohl primärer Regelenergie als auch sekundärer Regelenergie. Hier kann besonders die verbesserte Genauigkeit wichtig sein. Die Lösung kann als Ersatz eines zweiten Gondelanemometers Verwendung finden.
• Durch die korrekte Bestimmung der ungestörten Windgeschwindigkeit, zumindest Bestimmung mit hoher Genauigkeit, lässt sich in vielen Betriebszuständen die maximale verfügbare Leistung der Windenergieanlage berechnen. Dies erlaubt die korrekte, zumindest relativ genaue Bestimmung z.B. von erbrachter negativer Regelleistung, bei der eine Windenergieanlage oder ein Windpark ihre Leistung um einen bestimmten Wert unter die verfügbare Leistung reduzieren müssen. Weiterhin ließe sich evtl. die Anforderung nach einem zweiten Windmessgerät, z.B. für die Erfüllung sicherheitsgerichteter Anforderungen über Software anstatt über Hardware lösen.
• Die vorgeschlagene Lösung ist zumindest eine Verbesserung zu vorbekannten Lösungen. Das Kernproblem der Bestimmung der Windgeschwindigkeit besteht in der Lösung der aerodynamischen Leistungsgleichung: $$P_{mech}=\frac{1}{2}\rho A{\nu }^3{C}_p\left(\lambda ,\alpha \right),$$

  

  worin p die Luftdichte, A die Rotorfläche, die synonym auch als Rotorblattfläche bezeichnet werden kann, v die Windgeschwindigkeit und C_p(λ,α) den Leistungsbeiwert als Funktion der Schnelllaufzahl λ und des Blattwinkels α bezeichnet. Obwohl diese Gleichung strenggenommen die mechanische Leistung des Rotors am Generatorrotor bezeichnet, lässt sie sich doch näherungsweise aus der gemessenen elektrischen Leistung und den geschätzten oder berechneten Generatorverlusten bestimmen und kann somit als bekannt vorausgesetzt werden, jedoch als mit Rauschen behaftete Größe. Die Schwierigkeit in der Lösung dieser Gleichung nach der Unbekannten v liegt nun in dem doppelten Eingang der Variablen in die Gleichung sowohl direkt (ν³) als auch über die Schnelllaufzahl $\lambda =\frac{{\omega }_{m}R}{\nu }$

  

  (ω_m bezeichnet wiederum die Windenergieanlagen-Drehzahl in rad/s).
• Eine numerisch effiziente und gleichzeitig genaue Lösung gemäß Referenz [2] kann über einen Beobachter nach dem Prinzip „Immersion and Invariance“ erreicht werden, wie in Referenz [3] gezeigt ist. Dazu wird folgendes Zustandsgleichungssystem implementiert: $$\stackrel{\cdot }{\widehat{\nu }}{}_w^I=\gamma \left[\frac{1}{J}\frac{P_{mech}}{{\omega }_m}-\mathrm{\Phi }\left({\omega }_m,{\widehat{\nu }}_w^I+\gamma {\omega }_m\right)\right],$$

  

  $${\widehat{\nu }}_w={\widehat{\nu }}_w^I+\gamma {\omega }_m,$$

  
• Worin $\mathrm{\Phi }\left({\omega }_m,{\nu }_w\right)=\frac{1}{2}\rho \frac{A}{J}\frac{{\nu }_w^3}{{\omega }_m}{C}_p\left(\frac{r{\omega }_m}{{\nu }_w},\alpha \right),$

  

  J das Trägheitsmoment des Windenergieanlagen-Rotors, P_mech die durch den Leistungsbeobachter geschätzte verfügbare DC-Leistung des Generators zuzüglich der Generatorverluste, γ > 0 ein einstellbarer Adaptionsparameter des Filters, p den Luftdruck, A die Rotorfläche und r den Rotorradius der WEA bezeichnen. Die Ableitung der Variable ${\widehat{\nu }}_w^I$

  

  nach der Zeit ist mit einem Punkt gekennzeichnet.
• Durch numerische Lösung dieses Zustandsgleichungssystems werden die Ausgangswerte des Windbeobachters berechnet. Dabei bildet die in Gleichung (3) berechnete Variable ν̂_w die geschätzte Windgeschwindigkeit ν_Wind. Die geschätzte Schnelllaufzahl λ ergibt sich dann aus der gemessenen Drehzahl und der geschätzten Windgeschwindigkeit nach der oben genannten Gleichung. Die verfügbare Leistung ergibt sich nach Lösung von Gleichung (1) sowie unter Berücksichtigung von in der Windenergieanlage an dem geschätzten optimalen Arbeitspunkt anfallenden Verlusten sowie von etwaigen technischen oder operativen Beschränkungen, die eine Begrenzung dieser verfügbaren Leistung zur Folge haben können.
• Eine entscheidende Veränderung des hier beschriebenen Windbeobachters gegenüber der in Referenz [3] beschriebenen Lösung besteht in der Verwendung einer durch einen separaten Beobachter geschätzten verfügbaren Leistung für die Berechnung von $\stackrel{\cdot }{\widehat{\nu }}{}_w^I$

  

  (Gleichung (2)). In Referenz [3] wird stattdessen direkt die gemessene elektrische Leistung bzw. das elektrische Drehmoment verwendet, unter der Annahme, dass die Windenergieanlage im Teillastbereich stets in der Nähe ihres optimalen Betriebspunktes betrieben wird. In der Praxis besteht jedoch auf Grund von Beschleunigungs- und Abbremsvorgängen bei variabler Windgeschwindigkeit, und z.T. auch gewollt auf Grund von bestimmten Anforderungen wie der Netzfrequenzstützung bei der Energie aus kinetischer Energie der Rotation genommen wird eine signifikante Abweichung zwischen der aktuellen elektrischen Leistung und der im optimalen Betriebspunkt erreichbaren Leistung, bzw. der im Wind verfügbaren Leistung, so dass eine separate Bestimmung der verfügbaren Leistung vor der Lösung der aerodynamischen Leistungsgleichung über den Windbeobachter zur akkuraten Bestimmung der Windgeschwindigkeit in allen Betriebspunkten vorgeschlagen wird.
• Eine weitere Abweichung gegenüber der in Referenz [3] dargestellten Lösung besteht in der Berücksichtigung des aktuellen Blattwinkels α in der Bestimmung des Leistungsbeiwertes C_P(λ,α). Dies ist von entscheidender Bedeutung für die Verwendung des Windbeobachters zur Bestimmung der maximal möglichen Leistung, da im abgeregelten Betrieb einer Windenergieanlage der Blattwinkel in der Regel höher ist als der optimale Blattwinkel. Somit ist zur Bestimmung der maximal verfügbaren Leistung die durch den Windbeobachter geschätzte Windgeschwindigkeit sowie die Berechnung des Leistungsbeiwertes für diese Windgeschwindigkeit sowie den optimalen Blattwinkel α_opt sowie einer optimalen Schnelllaufzahl λ_opt, d.h. C_p(λ_opt,α_opt), sowie die Lösung der aerodynamischen Leistungsgleichung (1) mit der geschätzten Windgeschwindigkeit und dem optimalen C_p(λ_opt,α_opt), vorteilhaft.
• Ein alternatives aber aufwändiges Modell ist beispielsweise aus der Referenz [5] bekannt.
• Es wird somit eine Verbesserung der Genauigkeit der Bestimmung der verfügbaren Leistung bei starker Abregelung geschaffen.
• Besondere Vorteile der mit Verweis auf 9 gezeigten Lösung können bestehen in der
• - Bestimmung der verfügbaren Leistung an möglichst allen Arbeitspunkten, an denen die Windenergieanlage in Betrieb ist,
• - Berücksichtigung von Betriebszuständen, an denen die Windenergieanlage von ihrem stationären Arbeitspunkt abweicht, u.a. bei Erbringung von Netzdienstleistungen ,
• - Bestimmung der äquivalenten Windgeschwindigkeit in der Rotorebene ohne zusätzliche Sensorik und außerdem
• - bei entsprechender Implementierung hochgenaue Bestimmung von Drehzahl und Beschleunigung der Windenergieanlage.
• In Zusammenschau mit den Methoden, die in 3 bis 8 beschrieben sind, lässt sich in Kombination eine besonders gute, einfache und genaue Bestimmung der verfügbaren Parkleistung erzielen.
• Referenzen:
• [1] K. E. Johnson, L. Y. Pao, M. J. Balas, L. J. Fingersh: Control of Variable-Speed Wind Turbines - Standard and Adaptive Techniques for Maximizing Energy Capture. IEEE Control Systems Magazine, Juni 2006, S. 70-81.
• [2] M. N. Soltani, T. Knudsen, M. Svenstrup, R. Wisniewski, P. Brath, R. Ortega, K. Johnson: Estimation of Rotor Effective Wind Speed: A Comparison. IEEE Transactions on Control Systems Technology, 21 (4), Juli 2013, S. 1155-1167.
• [3] R. Ortega, F. Macilla-David, F. Jaramillo: A Globally Convergent Wind Speed Estimator for Windmill Systems. In Proc. 2011 50th IEEE Conference on Decision and Control, Orlando, FL, USA, Dez. 2011, S. 6079-6084.
• [4] C. M. Verrelli, A. Savoia, M. Mengoni, R. Marino, P. Tomei, L. Zarri: On-line Identification of Winding Resistances and Load Torque in Induction Machines. IEEE Transactions on Control Systems Technology, Bd. 22(4), Juli 2014.
• [5] T. Göçmen, G. Giebel, P.-E. Rethore, J. P. Murcia Leon, J. R. Kristoffersen: Uncertainty Quantification of the Real-Time Reserves for Offshore Wind Power Plants, WindEurope Summit, Sept. 2016
• ZITATE ENTHALTEN IN DER BESCHREIBUNG
• Diese Liste der vom Anmelder aufgeführten Dokumente wurde automatisiert erzeugt und ist ausschließlich zur besseren Information des Lesers aufgenommen. Die Liste ist nicht Bestandteil der deutschen Patent- bzw. Gebrauchsmusteranmeldung. Das DPMA übernimmt keinerlei Haftung für etwaige Fehler oder Auslassungen.
• Zitierte Nicht-Patentliteratur
• K. E. Johnson, L. Y. Pao, M. J. Balas, L. J. Fingersh: Control of Variable-Speed Wind Turbines - Standard and Adaptive Techniques for Maximizing Energy Capture. IEEE Control Systems Magazine, Juni 2006, S. 70-81 [0121]
• M. N. Soltani, T. Knudsen, M. Svenstrup, R. Wisniewski, P. Brath, R. Ortega, K. Johnson: Estimation of Rotor Effective Wind Speed: A Comparison. IEEE Transactions on Control Systems Technology, 21 (4), Juli 2013, S. 1155-1167 [0121]
• R. Ortega, F. Macilla-David, F. Jaramillo: A Globally Convergent Wind Speed Estimator for Windmill Systems. In Proc. 2011 50^th IEEE Conference on Decision and Control, Orlando, FL, USA, Dez. 2011, S. 6079-6084 [0121]
• C. M. Verrelli, A. Savoia, M. Mengoni, R. Marino, P. Tomei, L. Zarri: On-line Identification of Winding Resistances and Load Torque in Induction Machines. IEEE Transactions on Control Systems Technology, Bd. 22(4), Juli 2014 [0121]

Claims (26)

1. Verfahren zum Bestimmen einer verfügbaren Leistung eines Windparks (112), wobei der Windpark mehrere Windenergieanlagen (100) mit einem Rotor (106) mit in ihrem Blattwinkel verstellbaren Rotorblättern (108) umfasst, wobei das Verfahren umfasst: - Bereitstellen oder Verwenden einer Abschattungsmatrix (200), die wenigstens eine wirksame Windgeschwindigkeit jeder der Windenergieanlagen (100) des Windparks (112) als Funktion zumindest einer Windgeschwindigkeit und Windrichtung sowie einer Windparkdrosselung unter Verwendung eines Park-Nachlauf-Modells bestimmt, wobei die verfügbare Leistung des Windparks (112) basierend auf der wirksamen Windgeschwindigkeit bestimmt wird.
2. Verfahren nach Anspruch 1, wobei das Verfahren zur Bestimmung der verfügbaren Leistung des Windparks (112) die folgenden Schritte umfasst: - Bestimmen (310) der frei angeströmten Windenergieanlagen (132) für eine bestimmte Windrichtung, - Ermitteln (330) einer mittleren Windgeschwindigkeit und Windrichtung als ein Mittelwert der ungestörten Windgeschwindigkeiten und Windrichtungen der frei angeströmten Windenergieanlagen (132), - Ermitteln einer wirksamen Windgeschwindigkeit jeder Windenergieanlage zumindest für jede der nicht frei angeströmten Windenergieanlagen aus der mittleren Windgeschwindigkeit und Windrichtung unter Berücksichtigung der Abschattungsmatrix (200) für einen ungedrosselten Windpark, - Ermitteln einer verfügbaren Leistung jeder der Windenergieanlagen anhand deren Leistungskurve und der ermittelten wirksamen Windgeschwindigkeit und - Ermitteln (360) der verfügbaren Leistung des Windparks durch Aufsummieren der verfügbaren Leistungen jeder der Windenergieanlagen.
3. Verfahren nach Anspruch 1, wobei das Verfahren zur Bestimmung der verfügbaren Leistung des Windparks (112) die folgenden Schritte umfasst: - Bestimmen (310) der frei angeströmten Windenergieanlagen für eine bestimmte Windrichtung, - Bestimmen (320) einer Windgeschwindigkeit und Windrichtung sämtlicher der frei angeströmten Windenergieanlagen, - Ermitteln (430) wirksamer Windgeschwindigkeiten zumindest jeder der nicht frei angeströmten Windenergieanlagen unter Berücksichtigung der Abschattungsmatrix für einen ungedrosselten Windpark für jede der bestimmten Windgeschwindigkeiten und Windrichtungen der frei angeströmten Windenergieanlagen, - Ermitteln (440), je zumindest jeder der nicht frei angeströmten Windenergieanlagen, einer anlagenindividuellen mittleren wirksamen Windgeschwindigkeit als ein Mittelwert der je frei angeströmter Windenergieanlage ermittelten wirksamen Windgeschwindigkeiten, - Ermitteln (440) einer verfügbaren Leistung jeder der Windenergieanlagen anhand deren Leistungskurve und der anlagenindividuell ermittelten mittleren wirksamen Windgeschwindigkeit und - Ermitteln (460) der verfügbaren Leistung des Windparks durch Aufsummieren der verfügbaren Leistungen jeder Windenergieanlage.
4. Verfahren nach Anspruch 1, wobei das Verfahren zur Bestimmung der verfügbaren Leistung des Windparks (112) die folgenden Schritte umfasst: - Ermitteln (520) von individuellen Windgeschwindigkeiten und Windrichtungen der Windenergieanlagen (100), - Berechnen (530) von modellierten Windgeschwindigkeiten und Windrichtungen ausgehend von einer angesetzten parkwirksamen Windgeschwindigkeit und Windrichtung unter Berücksichtigung der Abschattungsmatrix und der Windparkdrosselung, - Optimieren (540) der angesetzten parkwirksamen Windgeschwindigkeit und Windrichtung basierend auf einem Vergleich der individuellen Windgeschwindigkeiten und Windrichtungen und der modellierten Windgeschwindigkeiten und Windrichtungen, - Ermitteln (550) der wirksamen Windgeschwindigkeit jeder Windenergieanlage aus der optimierten parkwirksamen Windgeschwindigkeit und Windrichtung unter Berücksichtigung der Abschattungsmatrix für einen ungedrosselten Windpark und - Ermitteln (560) einer verfügbaren Leistung jeder der Windenergieanlagen (100) anhand deren Leistungskurve und der ermittelten wirksamen Windgeschwindigkeit und - Ermitteln (560) der verfügbaren Leistung des Windparks (112) durch Aufsummieren der verfügbaren Leistungen jeder der Windenergieanlagen (100).
5. Verfahren nach Anspruch 1, wobei das Verfahren zur Bestimmung der verfügbaren Leistung des Windparks (112) die folgenden Schritte umfasst: - Ermitteln (520) von individuellen Windgeschwindigkeiten und Windrichtungen der Windenergieanlagen (100), - Invertieren (630) der Abschattungsmatrix für jede der Windenergieanlagen, um basierend auf der individuellen Windgeschwindigkeit und Windrichtung der jeweiligen Windenergieanlage und der Windparkdrosselung eine stationäre parkwirksame Windgeschwindigkeit und Windrichtung abzuschätzen, - Mitteln (640) aller abgeschätzten parkwirksamen Windgeschwindigkeiten und Windrichtungen, - Ermitteln (650) der wirksamen Windgeschwindigkeit jeder Windenergieanlage (100) aus der gemittelten parkwirksamen Windgeschwindigkeit und Windrichtung unter Berücksichtigung der Abschattungsmatrix für einen ungedrosselten Windpark und - Ermitteln (660) einer verfügbaren Leistung jeder der Windenergieanlagen (100) anhand deren Leistungskurve und der ermittelten wirksamen Windgeschwindigkeit und - Ermitteln (660) der verfügbaren Leistung des Windparks durch Aufsummieren der verfügbaren Leistungen jeder der Windenergieanlagen (100).
6. Verfahren nach Anspruch 1, wobei das Verfahren zur Bestimmung der verfügbaren Leistung des Windparks (112) die folgenden Schritte umfasst: - Bestimmen (520) einer Windgeschwindigkeit und Windrichtung für jede der Windenergieanlagen, - Invertieren (720) der Abschattungsmatrix für jede der Windenergieanlagen, um basierend auf der individuellen Windgeschwindigkeit und Windrichtung der jeweiligen Windenergieanlage und der Windparkdrosselung eine stationäre parkwirksame Windgeschwindigkeit und Windrichtung abzuschätzen, - Ermitteln (730) der wirksamen Windgeschwindigkeit jeder Windenergieanlage aus der jeweils geschätzten stationären parkwirksamen Windgeschwindigkeit und Windrichtung unter Berücksichtigung der Abschattungsmatrix für einen ungedrosselten Windpark und - Ermitteln (740) einer verfügbaren Leistung jeder der Windenergieanlagen anhand deren Leistungskurve und der jeweiligen ermittelten wirksamen Windgeschwindigkeit und - Ermitteln (770) der verfügbaren Leistung des Windparks durch Aufsummieren der verfügbaren Leistungen jeder der Windenergieanlagen.
7. Verfahren nach Anspruch 6, wobei Schritte des Verfahrens zusammenfasst werden, wodurch die Bestimmung einer oder mehrerer der Zwischengrößen entfallen kann.
8. Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche, das weiter aufweist: - Bestimmen einer Windgeschwindigkeit und Windrichtung, die im Mittel auf den Rotor einer Windenergieanlage wirken, auf Basis eines Arbeitspunktes der Windenergieanlage für wenigstens eine der Windenergieanlagen.
9. Verfahren nach Anspruch 8, wobei die im Mittel auf den Rotor der Windenergieanlage wirkende Windgeschwindigkeit durch wenigstens eine der folgenden Methoden bestimmt wird: - Interpolation aus mindestens dreidimensionalen Tabellen der Windgeschwindigkeit als Funktion einer Drehzahl, einer aerodynamischen Leistung und einem Pitchwinkel, - Iteration basierend auf einem Kennfeld in Abhängigkeit einer Schnelllaufzahl und einem Pitchwinkel.
10. Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche, das weiter aufweist: - Korrigieren (350) der Windgeschwindigkeit und Windrichtung, insbesondere einer gemittelten Windgeschwindigkeit und Windrichtung, und/oder der verfügbaren Leistung für wenigstens eine der Windenergieanlagen (100) aufgrund einer Ausbreitung des Windfeldes durch den Park (112).
11. Verfahren nach Anspruch 10, wobei das Korrigieren in Form eines gewichteten, gleitenden Mittelwertes erfolgt.
12. Verfahren nach Anspruch 11, wobei der gleitende Mittelwert abhängig von einer Durchlaufzeit, insbesondere einem Mittel der Windgeschwindigkeit, angepasst wird.
13. Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche, wobei das Verfahren wenigstens zwei der Methoden gemäß den Ansprüchen 2 bis 6 implementiert und eine Vergleichsprüfung zwischen den wenigstens zwei Methoden ermöglicht und/oder in Abhängigkeit eines Parameters eine der implementierten Methoden auswählt.
14. Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche, wobei die Abschattungsmatrix (200) je Windenergieanlage (100) als Tabelle in Abhängigkeit der parkwirksamen Windgeschwindigkeit und -Richtung sowie einer maximalen Parkleistung hinterlegt wird.
15. Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche, wobei die Abschattungsmatrix (200) alternativ oder zusätzlich zu der maximalen Parkleistung von einer maximalen Anlagenleistung bestimmt wird.
16. Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche, wobei das Park-Nachlauf-Modell adaptiv ist, insbesondere ein selbstlernendes Verfahren zur Anpassung an Veränderungen der Umgebung und/oder zur Korrektur von Fehlern des Park-Nachlauf-Modells umfasst.
17. Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche, wobei verschiedene Abschattungsmatrizen (200) basierend auf verschiedenen Park-Nachlauf-Modellen bereitgestellt werden, wobei eine der Abschattungsmatrizen (200) basierend auf einem Parameter, insbesondere einem für eine atmosphärische Stabilität indikativen Parameter, ausgewählt wird, oder zwischen verschiedenen Abschattungsmatrizen interpoliert wird.
18. Verfahren nach Anspruch 17, wobei die verschiedenen Park-Nachlauf-Modelle auf jeweils verschiedenen Wake-Decay-Konstanten basieren.
19. Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche, wobei das Verfahren eine Tiefpassfilterung zur Fehlerkorrektur, insbesondere in der abgeschätzten verfügbaren Leistung, aufweist.
20. Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche, wobei die verfügbare Leistung des Windparks (112) im Wesentlichen in Echtzeit bereitgestellt wird.
21. Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche, wobei beim Ermitteln der verfügbaren Leistung einer der Windenergieanlagen (100) die Luftdichte, vorzugsweise bestimmt durch den Luftdruck und / oder die Temperatur, berücksichtigt wird.
22. Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche, wobei eine wirksame Windrichtung jeder Windenergieanlage unter Berücksichtigung der Abschattungsmatrix (200) ermittelt wird.
23. Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche, wobei die Verluste eines Netzes (114) des Windparks (112) berücksichtigt werden.
24. Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche, wobei weitere Begrenzungen der Windenergieanlagen des Windparks (112), insbesondere Begrenzungen, die nicht netz- oder regelleistungsseitig begründet sind, berücksichtigt werden, einschließlich solche aus technischen Gründen, Wartung, schallreduziertem Betrieb und/oder Schattenwurf.
25. Windpark mit mehreren Windenergieanlagen (100), wobei der Windpark (112) eine Steuerung aufweist, dadurch gekennzeichnet, dass die Steuerung zur Durchführung des Verfahrens nach einem der vorstehenden Ansprüche eingerichtet ist.
26. Windenergieanlage eines Windparks nach Anspruch 24, wobei die Windenergieanlage (100) eine Steuerung aufweist, dadurch gekennzeichnet, dass die Steuerung zur Ermittlung einer verfügbaren Leistung nach Anspruch 6 oder Anspruch 7 ausgebildet ist.

Images