DE102018125465A1

DE102018125465A1 - Verfahren und Windpark zum Einspeisen elektrischer Leistung in ein elektrisches Versorgungsnetz

Info

Publication number: DE102018125465A1
Application number: DE102018125465.2A
Authority: DE
Inventors: Johannes Brombach; Marcus Letzel; Swantje Amelsberg
Original assignee: Wobben Properties GmbH
Current assignee: Wobben Properties GmbH
Priority date: 2018-10-15
Filing date: 2018-10-15
Publication date: 2020-04-16
Also published as: CN112868157A; US20210388814A1; WO2020079000A1; EP3867990A1

Abstract

Die Erfindung betrifft ein Verfahren zum Einspeisen elektrischer Leistung in ein elektrisches Versorgungsnetz mittels wenigstens eines, mehrere Windenergieanlagen aufweisenden Windparks, wobei der Windpark an einem Netzanschlusspunkt elektrische Leistung in das elektrische Versorgungsnetz einspeist und eine Erwartungsleistung (P) für einen vorbestimmten Einspeisezeitraum bestimmt wird, wobei die Erwartungsleistung einen Wert einer Leistung oder einen zeitlichen Verlauf einer Leistung angibt, von der zu erwarten ist, dass sie dem wenigstens einen Windpark in dem vorbestimmten Einspeisezeitraum als Leistung aus Wind zur Verfügung steht, insbesondere als Summe aller Rotorleistungen aller Windenergieanalgen des Windparks und/oder als einspeisbare Leistung des Windparks, und wobei für die Erwartungsleistung eine Erwartungsgenauigkeit bestimmt wird, die ein Maß dafür ist, wie genau die Leistung im Einspeisezeitraum die Erwartungsleistung erreicht, und/oder wobei zum Bestimmen der Erwartungsleistung (P) wenigstens eine für die zu erwartende Windgeschwindigkeit repräsentative Winderwartungsgröße (P) mit Hilfe einer Wettervorhersage bestimmt wird, und die Winderwartungsgröße ausgehend von der Wettervorhersage zusätzlich mittels einer Korrekturvorschrift abhängig lokaler Wetterdaten und/oder Betriebsdaten des Windparks bestimmt oder verifiziert wird, wobei die Erwartungsleistung (P) basierend auf der Winderwartungsgröße (P) bestimmt wird.

Description

Die vorliegende Erfindung betrifft ein Verfahren zum Einspeisen elektrischer Leistung in ein elektrisches Versorgungsnetz mittels wenigstens eines, mehrere Windenergieanlagen aufweisenden Windparks. Die Erfindung betrifft auch einen entsprechenden Windpark.
Ein Verfahren zum Einspeisen elektrischer Leistung in ein elektrisches Versorgungsnetz mittels eines Windparks, der mehrere Windenergieanlagen zusammenfasst, ist allgemein bekannt. Neben der reinen Leistungseinspeisung zur Versorgung von Verbrauchern kommen solchen Windparks auch zunehmend Aufgaben im Bereich von Netzsystemdienstleistungen zu sowie bzw. einschließlich Stützaufgaben bis hin zu Aufgaben des Netzwiederaufbaus oder sogar bis hin zur Vorbereitung oder Durchführung eines sogenannten Schwarzstarts. Solche Aufgaben sind für einen Windpark teilweise schwer zu erfüllen, besonders, weil seine Primärenergie, nämlich der Wind, nicht nur stark schwanken kann, sondern auch schwer vorhersagbar ist.
Hier ist besonders problematisch, dass allgemeine Wettervorhersagen zwar vergleichsweise genau und gut erhältlich sind, regelmäßig aber für größere geografische Räume vorliegen, als der dazu vergleichsweise kleine geografische Raum eines Windparks. Bei großen Windparks kann zusätzlich oder stattdessen das Problem vorliegen, dass der Windpark besonders hinsichtlich seiner Windstärke über den geografischen Bereich des Windparks nicht homogen ist. An einer Stelle des Windparks kann also eine andere Windgeschwindigkeit vorherrschen als an einer anderen Stelle des Windparks und diese Situation kann sich ständig ändern.
Andererseits könnten lokale Wettervorhersagen für einen Windpark, oder sogar bereichsweise für den Windpark lokal aufgelöst angefertigt werden, die dafür allerdings eher eine geringe Genauigkeit aufweisen.
Somit bleibt das Grundproblem, dass eine Vorhersagbarkeit für Windgeschwindigkeiten und damit Leistungen für Windparks eher ungenau ist. Eine Planbarkeit für etwaige Leistungseinspeisungen wird dadurch erschwert. Das kann besonders für einen Netzwiederaufbau oder sogar einen Schwarzstart problematisch sein, wenn ein solcher einen Leistungsverlauf benötigt, der einzuspeisen ist, der dann aber ggf. aufgrund eines Windeinbruchs nicht oder nur unzureichend realisiert werden kann.
Der vorliegenden Erfindung liegt somit die Aufgabe zugrunde, zumindest eines der oben genannten Probleme zu adressieren. Insbesondere soll eine Planbarkeit verfügbarer Leistung für einen Windpark verbessert werden. Zumindest soll zu bisher bekannten Lösungen eine alternative Lösung vorgeschlagen werden.
Erfindungsgemäß wird ein Verfahren gemäß Anspruch 1 vorgeschlagen. Demnach wird von einem Verfahren zum Einspeisen elektrischer Leistung in ein elektrisches Versorgungsnetz mittels wenigstens eines Windparks ausgegangen. Ein solcher Windpark weist mehrere Windenergieanlagen auf, zumindest eine, die über einen gemeinsamen Netzanschlusspunkt in das elektrische Versorgungsnetz einspeist. Der Windpark speist also an dem Netzanschlusspunkt elektrische Leistung in das elektrische Versorgungsnetz ein.
Weiterhin wird vorgeschlagen, dass eine Erwartungsleistung für einen vorbestimmten Einspeisezeitraum bestimmt wird. Die Erwartungsleistung gibt einen Wert einer Leistung oder einen zeitlichen Verlauf einer Leistung an, von der zu erwarten ist, dass sie dem wenigstens einen Windpark in dem vorbestimmten Einspeisezeitraum als Leistung aus Wind zur Verfügung steht. Das ist zunächst so allgemein zu verstehen, dass diese Windleistung vorhanden ist und auch zumindest theoretisch von dem Windpark aufgenommen und umgesetzt werden kann. Das kann zunächst etwaige technische Grenzen außen vorlassen.
Insbesondere kann die Erwartungsleistung als Summe aller Rotorleistungen aller Windenergieanlagen des Windparks verstanden werden. An jeder Windenergieanlage herrscht Wind vor, der auf den Rotor der Windenergieanlage wirkt und insoweit für den Rotor als Leistung verfügbar ist, was als Rotorleistung bezeichnet wird. Die Erwartungsleistung des Windparks ist dann die Summe aller dieser Rotorleistungen aller Windenergieanlagen des Windparks bzw. aller betrachteten Windenergieanlagen des Windparks.
Die Erwartungsleistung kann aber auch verstanden werden als einspeisbare Leistung des Windparks. Eine solche einspeisbare Leistung des Windparks kann sich von der Summe aller Rotorleistungen darin unterschieden, dass die einspeisbare Leistung, die auch als Einspeiseleistung bezeichnet werden kann, Leistungsverluste als auch Leistungsbegrenzungen mitberücksichtigen kann, somit also regelmäßig geringer ist als die Summe aller Rotorleistungen.
Es wird nun zusätzlich vorgeschlagen, dass für die Erwartungsleistung eine Erwartungsgenauigkeit bestimmt wird, die ein Maß dafür ist, wie genau die Leistung im Einspeisezeitraum die Erwartungsleistung erreicht. Die Erwartungsgenauigkeit ist also insoweit ein Maß für die Güte der Leistungsprognose. Hier wurde besonders erkannt, dass es nicht nur wichtig ist, eine Erwartungsleistung möglichst genau zu bestimmen, sondern dass es für eine gute Planbarkeit auch von Bedeutung ist, einschätzen zu können, wie stark dann später tatsächlich, wenn der prognostizierte Einspeisezeitraum erreicht wird, die Leistung von der Erwartungsleistung abweicht. Dazu gibt es verschiedene Vorschläge, die Erwartungsgenauigkeit anzugeben, was unten noch spezifiziert wird. Eine Möglichkeit, die Erwartungsgenauigkeit zu beziffern, ist, einen P90 Wert anzugeben, der die Windparkleistung beschreibt, die mit einer Wahrscheinlichkeit von 90% wenigstens eintritt. Mit 90% Wahrscheinlichkeit tritt also die damit bezifferte Leistung oder eine höhere Leistung ein. Der P90 Wert kann somit gemäß einer Variante die Erwartungsgenauigkeit bilden.
Außerdem oder alternativ wird vorgeschlagen, dass zum Bestimmen der Erwartungsleistung wenigstens eine für die zu erwartende Windgeschwindigkeit repräsentative Winderwartungsgröße (P_MO ) mit Hilfe einer Wettervorhersage vorbestimmt wird, und die Winderwartungsgröße ausgehend von der Wettervorhersage zusätzlich mittels einer Korrekturvorschrift abhängig lokaler Wetterdaten und/oder Betriebsdaten des Windparks bestimmt oder verifiziert wird, wobei die Erwartungsleistung (P_F ) basierend auf der Winderwartungsgröße (P_MO ) bestimmt wird.
Die Wettervorhersage, die nämlich insbesondere für einen größeren geografischen Bereich erstellt wird als der Raum, den der Windpark einnimmt, kann am Windpark Abweichungen oder Fehler aufweisen. Dazu wurde erkannt, dass solche Abweichungen oder Fehler zumindest verringert werden können, wenn lokale Wetterdaten und/oder Betriebsdaten des Windparks zur Verbesserung verwendet werden. Die lokalen Wetterdaten und Betriebsdaten des Windparks können auch als lokale Windparkdaten bezeichnet werden. Sie können Wetterdaten im Windpark oder seiner Umgebung umfassen, wie Windgeschwindigkeiten, Windrichtungen, Temperatur, Niederschlag und Luftdruck, aber auch konkrete Betriebsdaten, wie erzeugte oder abgegebene Leistung. Die lokalen Wetterdaten oder einige davon können auch im Windpark erfasst werden, wie z.B. Windgeschwindigkeit und Windrichtung. Die Windrichtung kann auch aus Azimutstellungen der Windenergieanlage abgeleitet werden.
Diese lokalen Windparkdaten können dann zur Korrektur der Wettervorhersage herangezogen werden, um eine bessere Basis für das Bestimmen der Winderwartungsgröße zu haben. Die Winderwartungsgröße wird somit als Prognose bestimmt und kann durch die Korrekturvorschrift eine hohe Genauigkeit haben.
Die Winderwartungsgröße kann selbst eine Windgeschwindigkeit oder auch ein Verlauf einer Windgeschwindigkeit sein, der nämlich möglichst die zu erwartende Windgeschwindigkeit wiedergibt. Es kann aber auch eine andere repräsentative Größe sein, wie bspw. ein normierter Wert, der bspw. auf Nennwindgeschwindigkeit normiert sein kann. Es kommt aber auch in Betracht, bereits hier eine Leistung, z.B. eine Rotorleistung, zugrunde zu legen, die nämlich mit der zu erwartenden Windgeschwindigkeit erzeugt werden könnte.
Es kommt auch in Betracht, dass die Winderwartungsgröße besonders abhängig von Betriebsdaten des Windparks verifiziert wird. Das wird besonders für die Variante vorgeschlagen, dass die Winderwartungsgröße selbst eine Leistung ist und mit der tatsächlichen Leistung verglichen wird. Eine Möglichkeit besteht darin, dass die Winderwartungsgröße ein Leistungsverlauf ist, der über einen vorbestimmten Prognosezeitraum erstellt wurde. Der Anfang des Prognosezeitraums kann dem aktuellen Zeitpunkt entsprechen und der restliche Prognosezeitraum liegt somit in der Zukunft. Dann kann die Winderwartungsgröße, nämlich ihr Leistungswert, zum Anfang des Prognosezeitraumes mit dem aktuellen Leistungswert, der vergleichbaren Leistung des Windparks verglichen werden. Liegen diese beiden Leistungswerte bspw. um einen Abweichungsfaktor auseinander, liegt z.B. der Leistungswert der Prognose um 20% unter dem aktuellen Leistungswert der des Windparks, so kann die Prognose um die 20%, also den Abweichungsfaktor, korrigiert werden. Das bedeutet, dass die Winderwartungsgröße für den gesamten Prognosezeitraum um diesen Abweichungsfaktor korrigiert wird. Dieser Abweichungsfaktor wäre dann die Korrekturvorschrift.
Das Prinzip ist sinngemäß auch auf den Winderwartungswert anwendbar, wenn dieser eine prognostizierte Windgeschwindigkeit ist und mit einer gemessenen Windgeschwindigkeit verglichen wird, um ein weiteres Beispiel zu nennen. Das ist auch auf weitere Fälle anwendbar, wie z.B. eine Windrichtung, wobei eine Windrichtung besonders als Randbedingung für die Windgeschwindigkeit berücksichtigt werden kann. Aber besonders für die Berücksichtigung von Parkeffekten kann die Windrichtung eine wichtige Größe sein. Insoweit kann die Winderwartungsgröße mehrere Größen umfassen, nämlich gemäß einer Ausführungsform die Windgeschwindigkeit und die Windrichtung.
Schließlich wird die Erwartungsleistung basierend auf der Winderwartungsgröße bestimmt. Die Winderwartungsgröße ist insoweit noch von konkreten Daten des Windparks, wie eine technische Verfügbarkeit oder Abschattungseffekte im Park im Wesentlichen unabhängig und ist im Wesentlichen eine Prognose für den Wind, wohingegen die Erwartungsleistung konkret die Leistung betrifft, die der Park dann einspeist oder erzeugen kann. In einer Ausführungsform kann die Erwartungsleistung der Winderwartungsgröße entsprechen.
Gemäß einer Ausführungsform wird vorgeschlagen, dass die Wettervorhersage über einen Vorhersagezeitraum erstellt wird und die Winderwartungsgröße und/oder die Erwartungsleistung als Kurzfristprognose über einen Prognosezeitraum erstellt wird, wobei der Vorhersagezeitraum wenigstens zehnmal so groß, vorzugsweise wenigstens fünfzigmal, insbesondere wenigstens hundertmal so groß ist wie der Prognosezeitraum. Das bedeutet besonders, dass die Wettervorhersage auch weiter in die Zukunft reicht, als die Kurzzeitprognose. Hier wurde besonders erkannt, dass ein kurzer Prognosezeitraum für einen Netzwiederaufbau oder Schwarzstart ausreichend ist und daher eine kurze, genaue Vorhersage dafür besser ist, als eine lange, ungenaue Vorhersage.
Besonders liegt hier nämlich eine technische Aufgabe zu Grunde, und keine wirtschaftliche. Die Bestimmung der Winderwartungsgröße, also besonders die Kurzzeitprognose, dient nicht dazu, eine Stromvergütung zu berechnen oder den Betrieb des Windparks nach der Stromvergütung zu steuern, sondern die Kurzzeitprognose ermöglicht dadurch dem Windpark auch eine planbare Stützaufgabe für das elektrische Versorgungsnetz zu übernehmen. Ein Prognosezeitraum einer Kurzzeitprognose liegt besonders im Bereich bis zu einer Stunde, insbesondere im Bereich bis zu einer halben Stunde, wohingegen ein Vorhersageraum einer Wettervorhersage im Bereich oberhalb mehrerer Stunden liegt, besonders oberhalb eines halben Tages, oder sogar oberhalb mehrerer Tage.
Vorzugsweise wird eine Kurzfristprognose im Bereich von 10 Minuten bis 30 Minuten vorgeschlagen, insbesondere etwa 15 Minuten. Ein Vorhersagezeitraum kann besonders 3 Kalendertage umfassen, also der aktuelle, nächste und übernächste Tag, und daher gemäß einem Beispiel, nicht im Sinne von 72 Stunden. Vorzugsweise kommt hinzu, dass alle 6 Stunden eine Aktualisierung vorgenommen wird, beispielsweise vom Wetterdienst, der die Wettervorhersage liefert. Je nachdem wie alt die Aktualisierung ist, kann man mit der Wettervorhersage, die auch als in einem Speicher abgelegten Prognose vorliegen kann, somit je nach Tageszeit 48 bis 72h in die Zukunft prognostizieren. Diese bildet die Basis für die dazu verbesserte Kurzfristprognose. Es kommt aber grundsätzlich auch in Betracht, statt Kalendertagen volle Tage zu berücksichtigen, so dass eine Wettervorhersage dann für 72 Stunden vorliegt. Es kommen aber grundsätzlich auch andere Vorhersagezeiträume in Betracht, die aber für eine Wettervorhersage meist wenigstens einen vollständigen Tag betragen.
Der Prognosezeitraum ist also signifikant kürzer als der Vorhersagezeitraum. Die Winderwartungsgröße und die Erwartungsleistung haben meist denselben Zeithorizont und damit denselben Prognosezeitraum, sodass dann vorzugsweise beide als Kurzzeitprognosen vorgesehen sind.
Außerdem oder alternativ wird vorgeschlagen, wiederkehrend oder kontinuierlich die Winderwartungsgröße jeweils für einen Vergleichszeitraum vorzubestimmen. Dieser Vergleichszeitraum kann grundsätzlich dem Einspeisezeitraum entsprechen, vorzugsweise ist es aber ein eigener kürzerer Zeitraum, der auch entsprechend wiederkehrend neu definiert wird bzw. bei kontinuierlicher Vorbestimmung auch ein gleitender Vergleichszeitraum sein kann.
Dazu wird vorgeschlagen, dass zu jedem Vergleichszeitraum, zu dem die Winderwartungsgröße vorbestimmt wurde, ein Vorhersagevergleich durchgeführt wird. Bei diesem Vorhersagevergleich wird eine Vorhersagegröße mit einer aktuellen Windgröße, die für die aktuelle Windgeschwindigkeit des jeweiligen Vergleichszeitraums repräsentativ ist, verglichen. Die Vorhersagegröße kann bspw. die Winderwartungsgröße sein, sie kann aber bspw. auch die Erwartungsleistung sein. Es kommt auch in Betracht, dass dies besonders im Falle der Winderwartungsgröße eine Windgeschwindigkeit bzw. ein Verlauf der Windgeschwindigkeit ist. Das wird dann mit einer aktuellen Windgröße, die für die aktuelle Windgeschwindigkeit des jeweiligen Vergleichszeitraums repräsentativ ist, verglichen.
Besonders werden hier natürlich entweder Größen gleicher Einheit, also bspw. zwei Leistungen, oder zwei Windgeschwindigkeiten, verglichen, oder zwei normierte Größen. Entsprechend kann auch die aktuelle Windgröße eine Windgeschwindigkeit sein oder bspw. auch eine Leistung, die nämlich in dem Moment für die aktuelle Windgeschwindigkeit repräsentativ ist. Hierzu kommt bspw. in Betracht, die dann tatsächlich erzeugte Parkleistung zu verwenden. Ggf. könnte diese noch rechnerisch verändert werden, wenn bspw. eine Windenergieanlage im Park ausfällt, was einer zentralen Steuereinheit bekannt sein kann.
Wenn in diesem Fall der Windpark seine Nennleistung erreicht und dadurch dann begrenzt wird, kann evtl. eine größere verfügbare Leistung bspw. aus weiteren Eckdaten wie Rotorblattstellungen errechnet werden.
Insoweit wird also ein Vergleich zwischen prognostiziertem Wert und Ist-Wert durchgeführt, der als Vorhersagevergleich bezeichnet werden kann. Aus diesem Vorhersagevergleich wird wenigstens eine Anpassungsvorschrift bestimmt, um die Erwartungsleistung mittels der wenigstens einen Anpassungsvorschrift zu verbessern. Als Verbesserung kommt besonders in Betracht, eine Berechnungsvorschrift zum Berechnen der Erwartungsleistung aus der Winderwartungsgröße zu verbessern. Außerdem oder alternativ kann die Korrekturvorschrift mittels der Anpassungsvorschrift verbessert werden.
Im einfachsten Fall, um es daran zu veranschaulichen, könnte die Anpassungsvorschrift ein Faktor sein, z.B. 1,2 oder 0,8, mit dem die Berechnungsvorschrift, die Korrekturvorschrift und/oder eine andere Vorschrift multipliziert wird, weil nämlich beim Vorhersagevergleich herausgefunden wurde, dass die Erwartungsleistung 20% unter bzw. 20% über der tatsächlichen Leistung lag. Diese Anpassungsvorschrift kann insbesondere auch über den Vergleichszeitraum hinaus gültig sein und im Idealfall für jeden Einspeisezeitraum Anwendung finden.
Es kommt aber auch in Betracht, dass die Anpassungsvorschrift unmittelbar auf die Winderwartungsgröße oder die Erwartungsleistung angewendet wird. Es kommt aber auch eine andere als nur faktorielle Anpassung in Betracht, was auch später noch erläutert wird. Besonders kommt auch in Betracht, mit der Anpassungsvorschrift eine zeitliche Verschiebung zu korrigieren. Auch das kann unmittelbar vorgenommen werden, oder über die Berechnungsvorschrift, die Korrekturvorschrift und/oder eine andere Vorschrift.
Hier liegt besonders der Gedanke zugrunde, dass eine Wettervorhersage recht präzise ist, aber hinsichtlich der Ortsangabe nicht ganz präzise ist. Ähnlich wie Wolken ziehen aber auch Windgeschwindigkeiten weiter und so wurde erkannt, dass eine lokale Ungenauigkeit regelmäßig eine zeitliche Ungenauigkeit sein kann, dass also eine prognostizierte Windgeschwindigkeit, oder auch prognostizierte Windrichtung an dem Windpark erst etwas später eintrifft, als vorhergesagt, oder etwas eher. Es ist also möglich, dass bspw. eine Windprognose ein bestimmtes Windprofil für einen bestimmten Zeitraum vorhersagt und dieses Windprofil auch so ähnlich tatsächlich an dem Windpark auftritt, allerdings etwas später oder etwas früher. Auch das kann bei dem Vorhersagevergleich erkannt werden und die Anpassungsvorschrift entsprechend bestimmt werden.
Jedenfalls wird schließlich die Erwartungsleistung basierend auf der Winderwartungsgröße und der Anpassungsvorschrift bestimmt, wobei letztere direkt oder indirekt einen Einfluss hat, wie oben beschrieben wurde.
Vorzugsweise wird die Erwartungsleistung unter Verwendung eines Leistungsschätzers bestimmt. Hierbei wird besonders vorgeschlagen, dass die Erwartungsleistung aus einer geschätzten Windgeschwindigkeit bzw. einem geschätzten Windgeschwindigkeitsverlauf über einen Leistungsschätzer bestimmt wird. Ein solcher Leistungsschätzer kann als Zustandsbeobachter ausgebildet sein, der eine Windenergieanlage bzw. einen Windpark nachbildet und wie dieser eine Windgeschwindigkeit nebst Windrichtung als Eingangsgröße erhält und sich dann als Modell wie die Windenergieanlage bzw. der Windpark verhält und entsprechend auch eine Leistung als Systemgröße ausgibt.
Außerdem oder alternativ kann die Erwartungsleistung zusätzlich unter Berücksichtigung von Randbedingungen bestimmt werden. Dabei kann eine oder mehrere der nachfolgend erläuterten Randbedingungen berücksichtigt werden. Besonders kann eine technische Verfügbarkeit der Windenergieanlagen des Windparks berücksichtigt werden. Dies bedeutet im einfachsten Fall, dass berücksichtigt wird, welche der Windenergieanlagen des Windparks im Betrieb sind bzw. ob eine oder mehrere Windenergieanlagen ausgefallen sind, weil sie bspw. temporär gewartet werden müssen.
Es kommt aber auch in Betracht, dass eine Windenergieanlage oder mehrere Windenergieanlagen des Parks reduziert betrieben werden. Auch die Berücksichtigung des Erreichens einer Leistungsgrenze kommt in Betracht. Eine solche Leistungsgrenze kann eine Nennleistung sein, eine solche Leistungsgrenze kann aber auch eine künstlich vorgegebene Grenze sein, wie bspw. eine, die aus Gründen eines Schallschutzes vorgegeben ist, um nur ein Beispiel zu nennen. Eine solche Begrenzung kann dann ggf. nur eine oder einzelne Windenergieanlagen des Parks betreffen. Eine weitere Grenzleistung kann auch durch einen Netzbetreiber eines elektrischen Versorgungsnetzes, in das der Windpark einspeist, vorgegeben sein.
Auch Informationen über verfügbare steuerbare Lasten können eine Randbedingung sein. Hier kommt besonders in Betracht, dass eine solche Last, z.B. ein durch den Windpark betriebenes Kühlhaus, ggf. bei einem Leistungsengpass in ihrer Leistungsaufnahme zumindest kurzzeitig zurückstehen kann. Dadurch kann virtuell eine Leistung aktiviert werden. Das ist besonders dann von Bedeutung, wenn das Unterschreiten einer Mindestleistung vermieden werden soll.
Als weitere Randbedingung kommt in Betracht, Informationen über zum Einspeisen elektrischer Leistung verfügbare Speicher zu berücksichtigen. Solche verfügbaren Speicher können für einen gewissen Zeitraum Leistung bereitstellen und dadurch einen zu starken Leistungseinbruch überbrücken. Auch das eignet sich besonders dazu, ein zu starkes Abfallen der eingespeisten Leistung zu vermeiden.
Besonders die vorstehend genannten Randbedingungen können auch für die Bestimmung der Erwartungsgenauigkeit herangezogen werden. Mitunter kann bereits eine geringe Speicherkapazität oder auch eine geringe Leistungsaufnahme eines steuerbaren Verbrauchers eine garantierte Mindestleistung und damit eine entsprechende Vorhersage einer Mindestleistung erhöhen. Das Problem des Unterschreitens einer Mindestleistung besteht nämlich häufig darin, dass dies aufgrund des selten ideal stetigen Windes nur kurzfristig und ggf. auch nur selten passiert. Um dann hierbei die Gesamtleistungsbilanz des Windparks zu verbessern, also insbesondere um einen seltenen Einbruch zu überbrücken, kann eine solche geringe Leistung oder hinsichtlich des Speichers geringe Energie mitunter ausreichen, denn die übrige Zeit kann auf eine solche Unterstützung regelmäßig verzichtet werden.
Eine weitere Randbedingung ist eine Information über Nachlaufeffekte im Windpark. Hier wurde besonders erkannt, dass nicht allein die Leistungskennlinie einer einzelnen Windenergieanlage zusammen mit einer Windvorhersage eine Leistungsprognose mit hoher Genauigkeit zulässt. Vielmehr wurde erkannt, dass die Leistung der Windenergieanlagen in einem Parkverbund geringer sein kann als wenn die Windenergieanlage als einzeln stehende Windenergieanlage betrieben werden würde. Dazu ist zum einen generell davon auszugehen, dass im Windpark das Windfeld gegenüber einer Freifläche geschwächt ist.
Es kann aber auch berücksichtigt werden, dass konkrete Nachlaufeffekte die Leistung einzelner Windenergieanlagen beeinflussen. Steht eine Windenergieanlage hinter einer anderen Windenergieanlage, nämlich in Bezug auf die vorherrschende Windrichtung, so kann diese hinten stehende Windenergieanlage signifikant weniger Wind erhalten und damit entsprechend weniger Leistung erzeugen. Das hängt allerdings sehr stark von der Windrichtung ab und bereits wenige Grad Veränderung der Windrichtung können dazu führen, dass diese vormals hinter der vorderen Windenergieanlage stehende hintere Windenergieanlage von diesem Nachlaufeffekt nicht mehr betroffen ist. Das kann als Randbedingung berücksichtigt werden.
Außerdem oder alternativ wird vorgeschlagen, dass die Erwartungsleistung zusätzlich unter individueller Berücksichtigung der Windenergieanlage des Windparks bestimmt wird. Dazu wird besonders vorgeschlagen, dass für den Windpark in einer Tabelle für jede Windenergieanlage ihre technische Leistungsfähigkeit hinterlegt ist. Zusätzlich wird dazu vorgeschlagen, dass die Tabelle für jede Windenergieanlage abhängig ihrer Azimutausrichtung bzw. abhängig der Windrichtung und optional in Abhängigkeit einer Tageszeit jeweils eine vorhergesagte technische Leistungsfähigkeit gespeichert wird. Zusätzlich oder alternativ kann die Leistungsfähigkeit in Abhängigkeit der Windgeschwindigkeit gespeichert sein. Dazu kann eine mehrdimensionale Tabelle vorgesehen sein. Darüber kann dann, zusammen mit der vorhergesagten Windgeschwindigkeit die Erwartungsleistung bestimmt bzw. verbessert werden. Vorzugsweise können für die Erwartungsgenauigkeit verschiedene Varianten vorgesehen sein, demnach nämlich die Erwartungsgenauigkeit nachfolgend erläuterte Informationen enthält bzw. bildet. Die Erwartungsgenauigkeit kann dabei auch mehrere oder alle der nachfolgend erläuterten Informationen enthalten.
Eine bevorzugte Variante ist dabei, dass die Erwartungsgenauigkeit eine erste Leistungsgrenze angibt, die ihrerseits eine Leistung oder einen Leistungsverlauf angibt, welcher mit einer vorbestimmten Realisierungswahrscheinlichkeit innerhalb des vorbestimmten Einspeisezeitraums nicht unterschritten wird. Es kann also bspw. ein konstanter Leistungswert angegeben werden, oder ein Windprofil über die Zeit, nämlich über den Einspeisezeitraum, der bspw. mit einer Wahrscheinlichkeit von 95% innerhalb des vorbestimmten Einspeisezeitraums nicht unterschritten wird, also nicht ein einziges Mal unterschritten wird.
Mit einer solchen Angabe kann dann recht gut geplant werden. Besonders dann, wenn diese beispielhaft genannten 95% Wahrscheinlichkeit, die hier also die vorbestimmte Realisierungswahrscheinlichkeit bezeichnet, hinnehmbar ist, wenn also hinnehmbar ist, dass möglicherweise die verbleibenden 5% eintreten. Dabei ist auch zu berücksichtigen, dass regelmäßig mehrere Windparks auf diese Art und Weise arbeiten können. Insoweit ein kurzzeitiges Unterschreiten der vorhergesagten Erwartungsleistung in einem Windpark nur mit 5% zu erwarten ist, ist es unwahrscheinlich, dass die übrigen Windparks, die ähnlich arbeiten, in genau demselben Moment diesen Leistungseinbruch haben, der nur zu den beispielhaft genannten 5% zu erwarten war. Mit anderen Worten braucht die vorbestimmte Realisierungswahrscheinlichkeit nicht unbedingt bei 1, also bei 100% zu liegen.
Gemäß einer Ausführungsform kann die Erwartungsgenauigkeit eine zweite Leistungsgrenze zusätzlich oder alternativ angeben, die ihrerseits eine Leistung oder einen Leistungsverlauf angibt, welcher in einem mittelfristigen Mittel nicht unterschritten werden darf. Der Leistungsverlauf darf also ganz kurzfristig unterschritten werden, aber nicht langfristig. Ein solches mittelfristiges Mittel ist besonders eines, das über einen Zeitraum von 10 - 60 sek bestimmt wird. Bricht also die Leistung für 5 sek unter die zweite Leistungsgrenze ein, ist davor und danach aber deutlich darüber, ist das mittelfristige Mittel dann insgesamt nicht unter der zweiten Leistungsgrenze. Auch hier ist wieder von Bedeutung, dass besonders für einen Netzbetreiber die Einzelleistung eines Windparks weniger von Bedeutung ist als die Gesamtleistung mehrerer in sein Netz einspeisender Windparks. Solange die zweite Leistungsgrenze also in einem mittelfristigen Mittel nicht unterschritten wird, kann angenommen werden, dass ein kurzzeitiges Unterschreiten von dem elektrischen Versorgungsnetz kaum bemerkt wird, weil diverse andere einspeisende Windparks ihren Leistungseinbruch - falls überhaupt - nicht in demselben Moment haben werden.
Ebenso wird gemäß einer weiteren Ausführungsform zusätzlich oder alternativ vorgeschlagen, dass die Erwartungsgenauigkeit eine dritte Leistungsgrenze angibt, die ihrerseits eine Leistung oder einen Leistungsverlauf angibt, der in einem kurzfristigen Mittel nicht unterschritten werden darf. Eine solche dritte Leistungsgrenze ist dabei regelmäßig niedriger als die zweite Leistungsgrenze, weil ein kurzfristiges Mittel stärker schwankt als ein mittelfristiges Mittel und daher auch niedrigere Werte annehmen kann. Als kurzfristiges Mittel wird hier besonders ein Mittel über einen Zeitraum von 5 - 10 sek angesehen. Auch hier ist für einen Netzbetreiber besonders die Gesamtleistung von Bedeutung, die bei gleicher Wirkweise und gleicher Bestimmung einer Erwartungsgenauigkeit mehrerer Windparks durch diese mehreren Windparks eingespeist wird.
Gemäß einer weiteren Ausführungsform wird vorgeschlagen, dass die Wettervorhersage oder Wetterdaten zum Erstellen einer Wettervorhersage, dem wenigstens einen Windpark von einem externen Wetterdienst regelmäßig übertragen wird bzw. werden. Der Windpark stellt insoweit für die Wettervorhersage also keine eigenen Messungen an, sondern bedient sich besonders auch allgemein verfügbarer Wettervorhersagen. Solche sind regelmäßig auch so aufbereitbar, dass ein Prozessrechner in einem Windpark sie verarbeiten kann.
Dazu wird weiter vorgeschlagen, dass der Windpark die jeweils übertragene Wettervorhersage zumindest temporär speichert. Dies ist in weiser Voraussicht für eine etwaige Unterbrechung zum externen Wetterdienst gedacht. Im Falle einer Unterbrechung zum externen Wetterdienst wird dann nämlich die Erwartungsleistung basierend auf wenigstens einer abgespeicherten Wettervorhersage geschätzt. Es liegt dann also anschaulich gesprochen eine ältere Wettervorhersage vor, als in dem Moment verfügbar wäre, wenn die Unterbrechung zum externen Wetterdienst nicht wäre.
Für diesen Fall wird dann besonders vorgeschlagen, dass die abgespeicherte Wettervorhersage unter Berücksichtigung lokaler aktueller meteorologischer Messwerte angepasst wird, besonders, dass sie mittels der Korrekturvorschrift abhängig der lokalen Windparkdaten verbessert wird. Hier liegt besonders der Gedanke zugrunde, dass bspw. eine Wettervorhersage eine ansteigende Windgeschwindigkeit von 4 m/sek um 16 Uhr auf 8 m/sek um 17 Uhr vorhergesagte hat. Die lokalen aktuellen meteorologischen Messwerte erkennen dann aber bspw. erst um 16:20 Uhr, dass die Windgeschwindigkeit von 4 m/sek anfängt anzusteigen. Dann kann zusammen mit der abgespeicherten Wettervorhersage angenommen werden, dass die Windgeschwindigkeit bis 17:20 Uhr auf 8 m/sek ansteigt.
In diesem vereinfachten Beispiel hat somit die selbst ältere Wettervorhersage den Anstieg der Windgeschwindigkeit vorhersagen können, die lokale Messung hat dabei mithelfen können, diese Vorhersage zu präzisieren, in dem vereinfachten Beispiel nämlich lediglich hinsichtlich des Startpunktes, an dem die Windgeschwindigkeit anstieg. Insoweit wurde eine Lösung gefunden, die Vorhersage sehr präzise an den Windpark anzupassen. Das beschriebene Prinzip könnte im Übrigen auch für den Fall verwendet werden, in dem die Wettervorhersage nicht abgespeichert werden musste. Aber für den Fall, dass sie abgespeichert werden musste, kann dadurch immer noch eine recht gute Vorhersagequalität für den konkreten Windpark erreicht werden.
Hier wurde auch erkannt, dass besonders eine Kurzzeitprognose des Winderwartungswertes basierend auf einer längerfristigen Wettervorhersage mit guter Genauigkeit erstellt werden kann. Die längerfristige Wettervorhersage kann von einem Wetterdienst auch längere Zeit im Voraus bezogen werden. Die Kurzzeitprognose ist besonders für einen Schwarzstart oder Netzwiederaufbau vorgesehen. Tritt ein solcher Fall ein, kann die Datenverbindung zum Wetterdienst unterbrochen sein. Dann liegen aber noch ältere Wettervorhersagen vor, die der Windpark früher schon abgespeichert hat. Diese älteren Wettervorhersagen können dann basierend auf den lokalen Windparkdaten verbessert werden. Für die lokalen Windparkdaten, oder zumindest einen Teil davon, wird die Datenverbindung zum Wetterdienst, die nämlich unterbrochen sein kann, nicht benötigt. Durch die Verwendung der zuvor gespeicherten Wettervorhersagen kann aber wenigstens die Kurzzeitprognose zumindest noch auf ältere Wettervorhersagen zurückgreifen und die Vorhersagequalität durch die lokalen Windparkdaten verbessern.
Gemäß einer weiteren Ausführungsform wird vorgeschlagen, dass ein Schwarzstart und/oder ein Netzwiederaufbau basierend auf der Erwartungsleistung geplant wird. Ein Schwarzstart ist eine Situation, bei der der Einspeiser, hier also der Windpark, ein elektrisches Versorgungsnetz bzw. einen Netzabschnitt davon ohne jegliche Hilfe von außen startet. Dieser Netzabschnitt ist also spannungslos und der Windpark muss die entsprechende Spannung bei entsprechender Frequenz aufbauen und dabei Leistung an die ersten mit dem Netzabschnitt verbundenen Verbraucher liefern.
Daran kann sich ein Netzwiederaufbau anschließen, bei dem weitere Netzabschnitte, die spannungslos waren, oder die zumindest voneinander getrennt waren, wieder verbunden werden und dann eine Netzspannung mit gemeinsamer Netzfrequenz aufweisen und Leistung übertragen können. Es kann aber auch ein Netzwiederaufbau ohne vorherigen Schwarzstart, oder zumindest ohne Schwarzstart durch den Windpark geplant werden.
Für eine solche Planung ist die Kenntnis der verfügbaren Leistung von großer Bedeutung. Diese Kenntnis wird zumindest für den Zeitraum benötigt, in dem der Netzbetreiber während eines Schwarzstartes und/oder Netzwiederaufbaus noch reagieren kann, bzw. automatische Netzregler reagieren können. Der Grund ist, dass durchaus akzeptiert werden kann, dass ein Windpark aufgrund von kommenden Windmangel in einem Zeitraum von 15 Minuten die Einspeiseleistung reduziert, solange der Netzbetreiber das weiß und entsprechend andere Windparks oder Kraftwerke hochfahren kann. Dabei ist aber auch ein Zeitraum nach dem Schwarzstart bzw. Netzwiederaufbau mit zu berücksichtigen und zu planen, indem das gestartete oder wiederaufgebaute Netz sich auch in einem stabilen Arbeitspunkt etablieren muss. Insoweit kann dieser Zeitraum, für den die verfügbare Leistung bekannt sein muss, vergleichsweise lang sein, z.B. eine Viertelstunde oder sogar eine halbe Stunde. Dafür ist dennoch eine Kurzzeitprognose zeitlich ausreichend.
Außerdem oder alternativ wird vorgeschlagen, dass der Netzanschlusspunkt an einem Netzabschnitt des elektrischen Versorgungsnetzes angeschlossen ist und dabei die Erwartungsleistung an einen diesen Netzabschnitt betreibenden Netzbetreiber übertragen wird, nämlich als Information über die Erwartungsleistung. Insoweit wird der Netzbetreiber in die Lage versetzt, mit der Leistung des Windparks zu planen. Insbesondere ist auch dies im Falle einer Netzaufbausituation, in der wenigstens dieser Netzabschnitt ausgefallen ist, hilfreich. Der Netzbetreiber kann dann diese ihm als verfügbar gemeldete Leistung verwenden und darauf basierend den Netzaufbau koordinieren.
Optional kann zusätzlich zur Übertragung der Erwartungsleistung auch die Erwartungsgenauigkeit übertragen werden. Dadurch kann der Netzbetreiber noch besser planen, weil er noch besser weiß, worauf er sich in welchem Rahmen verlassen kann. Auch hierzu gilt, dass der Effekt besonders dadurch hervorgehoben werden kann, dass mehrere Windparks genauso arbeiten, insbesondere so, dass all diese Informationen automatisierbar sind, der Netzbetreiber diese also in einem Prozessrechner zusammenführen kann.
Die Erwartungsgenauigkeit kann auch hier, wie oben erläutert, verschiedene Varianten betreffen. Im Übrigen kann die Erwartungsgenauigkeit auch, zumindest teilweise, bei der Wettervorhersage mit übertragen werden. Sie kann also, zumindest teilweise, eine Information sein, die der Windpark von dem externen Wetterdienst erhält, insbesondere in computerverarbeitbarer Form.
Außerdem oder alternativ wird vorgeschlagen, dass ein Genauigkeitssollwert berücksichtigt wird, der angibt, mit welcher Erwartungsgenauigkeit die Erwartungsleistung bereitgestellt werden soll, wobei der Genauigkeitssollwert vorzugsweise von extern, insbesondere von einem Netzbetreiber empfangen wird. Somit wird vorgeschlagen, statt die Genauigkeit der erstellten Prognose zu beziffern, oder zusätzlich dazu, die Prognose an einer vorgegebenen Genauigkeit zu orientieren.
Es wurde erkannt, dass je nach Situation, besonders Zustand des elektrischen Versorgungsnetzes, eine höhere Genauigkeit gefordert werden kann, was zu einer entsprechend kleineren garantierten Leistung führen kann. Es kann auch eine geringere Genauigkeit gefordert werden, mit dann wahrscheinlich höherer Leistung. Mit einer Übertragung solcher Genauigkeitssollwerte kann der Netzbetreiber situationsabhängig die verfügbare Leistung für einen Prognosezeitraum, besonders bspw. für 15 Minuten, beeinflussen, indem er über den Genauigkeitssollwert eine geänderte Genauigkeit anfordert. Am Anfang eines Netzwiederaufbaus könnte die geforderte Genauigkeit maximal sein, wenn aber genug Sicherheit im System ist, besonders wenn genügend weitere Windparks, deren Ungenauigkeit sich ausgleichen kann, verfügbar sind, können mehr Lasten versorgt werden, indem der Genauigkeitssollwert reduziert wird.
Gemäß einer Ausführungsform wird vorgeschlagen, dass die Wettervorhersage wenigstens einen zeitlichen Verlauf einer zu erwartenden Windgeschwindigkeit umfasst. Außerdem oder alternativ kann die Wettervorhersage in vorbestimmten Wiederholungsintervallen einen Wert einer zu erwartenden Windgeschwindigkeit abgeben. Mit anderen Worten kann ein kontinuierlicher oder quasi kontinuierlicher zeitlicher Verlauf einer zu erwartenden Windgeschwindigkeit verwendet werden. Wenn die Wettervorhersage in vorbestimmten Wiederholungsintervallen einen Wert einer zu erwartenden Windgeschwindigkeit abgibt, kann dies insbesondere im Bereich von 1 - 5 min liegen. Es wird also alle 1 min oder alle 5 min oder in einem Bereich dazwischen ein Wert bestimmt und abgegeben, so dass sich ein quasi kontinuierlicher Verlauf ergibt. Diese Werte sind zu unterscheiden von einer Aktualisierungsrate, mit der eine vorhandene Wettervorhersage, oder Wetterdaten dazu, aktualisiert werden, was im Bereich von 6 Stunden liegen kann.
Aus der Wettervorhersage wird dann die Erwartungsleistung und außerdem oder alternativ ein minimaler Wert der Erwartungsleistung als zeitlicher Leistungsverlauf bestimmt. Das kann insbesondere mit Hilfe des Leistungsschätzers erfolgen. Aus dem kontinuierlichen oder quasi kontinuierlichen zeitlichen Verlauf der Windgeschwindigkeit wird also die Erwartungsleistung als Verlauf bestimmt, nämlich als Verlauf über die Zeit.
Zu diesem Leistungsverlauf wird dann vorgeschlagen, ihn mittels der Anpassungsvorschrift zu verschieben, zu strecken und/oder zu stauchen. Das betrifft besonders die Amplitude des Leistungsverlaufs, sodass er quasi hoch oder runter geschoben oder gestaucht wird. Es kann vorzugsweise oder zusätzlich auch, seine zeitliche Ausdehnung betreffen. Der Leistungsverlauf kann also in der Zeit vor- oder zurückgeschoben oder gestreckt bzw. gestaucht werden.
Dem liegt die Erkenntnis zugrunde, dass die Wettervorhersage dem Grunde nach als korrekt und zuverlässig angenommen wird. Insbesondere wird angenommen, dass der Leistungsverlauf, der aus der Wettervorhersage berechnet wird, in seinem Grundprofil im Wesentlichen zutreffend ist. Allerdings wurde erkannt, dass ein solcher Leistungsverlauf an dem konkreten Windpark ggf. etwas eher oder etwas später ankommen kann, als der Wettervorhersage zu entnehmen war. Das kann besonders daran liegen, dass die Wettervorhersage globaler, also für einen größeren Bereich erstellt wird. Je nachdem wo der Windpark genau in diesem größeren Bereich liegt, z.B. genau in seiner Mitte, kann der vorhergesagte Wetterverlauf, besonders der daraus abgeleitete Leistungsverlauf, etwas früher oder später bei dem Windpark auftreffen. Das kann durch entsprechende Verschiebungen ausgeglichen werden. Es kann auch sein, dass sich der Verlauf beim Erreichen des Windparks etwas verzögert und somit gestreckt ist, was durch eine Stauchung ausgeglichen werden kann. Sinngemäß kommt auch eine Stauchung in Betracht, die durch eine Streckung ausgeglichen werden kann.
Ähnliches kann auch für die Amplitude gelten, denn beim Erreichen des Windparks kann evtl. über einen längeren Weg eine Amplitude zu- oder abnehmen. Gleiches gilt für einen kürzeren Weg, nämlich besonders bezogen auf einen Mittelpunkt des größeren Bereichs, für den die Wettervorhersage erstellt wurde. Auch eine solche Amplitudenänderung kann angepasst werden. Damit wird die Wettervorhersage und der daraus abgeleitete Leistungsverlauf verbessert, ohne dass die Wettervorhersage bzw. der Leistungsverlauf dem Grunde nach in Frage gestellt werden muss. Die Wettervorhersage kann dadurch auf einfache Art und Weise an den konkreten Ort des Windparks angepasst werden. Eine solche oder andere Anpassung kann auch als Nachfitten bezeichnet werden. Ggf. weist der Windpark oder seine nähere Umgebung auch eine spezielle Topologie auf, die bspw. den Wind bremsen kann, so dass in dem Windpark grundsätzlich von einem verringerten Leistungsverlauf auszugehen ist. Das kann entsprechend durch eine Steuerung der Amplitude kompensiert werden. Gemäß einer Ausführungsform wird vorgeschlagen, dass zur Bestimmung der Korrekturvorschrift und/oder der Anpassungsvorschrift meteorologische Messwerte des Windparks im Windpark und/oder in örtlicher Nähe des Windparks aufgenommen werden. Damit kann die Wettervorhersage entsprechend verbessert werden, besonders kann sie dadurch an die aktuellen örtlichen Werte angepasst werden, oder anhand dieser Werte angepasst werden.
Es wird vorgeschlagen, als meteorologische Messwerte, eine Windgeschwindigkeit, zusätzlich oder alternativ eine Windrichtung, zusätzlich oder alternativ eine Temperatur, zusätzlich oder alternativ eine Luftdichte und zusätzlich oder alternativ eine Sonneneinstrahlung aufzunehmen. Mit diesen Werten könnte besonders auch ein Vergleich mit der Wettervorhersage vorgenommen werden und daraus kann z.B. abgeleitet werden, ob der vorhergesagte Wetterverlauf am Windpark zeitlich hinter der Wettervorhersage liegt, oder davor. Entsprechend kann die Korrekturvorschrift bestimmt werden. Das kann grundsätzlich bei jedem Vergleich der genannten meteorologischen Messwerte vorgenommen werden, besonders aber abhängig davon, wie signifikant die jeweilige Größe ist.
Es kann aber auch die Anpassungsvorschrift davon abhängig bestimmt werden, wenn wenigstens einer dieser Messwerte, besonders die Windgeschwindigkeit, mit der Prognose verglichen wird. Die Werte, z.B. die Windrichtung, können auch als Randbedingungen berücksichtigt werden.
Außerdem oder alternativ wird vorgeschlagen, dass zur Bestimmung der Korrekturvorschrift und/oder der Anpassungsvorschrift Messwerte und/oder Betriebswerte von Windenergieanlagen des Windparks verwendet werden. Insbesondere wird vorgeschlagen, dass eine verfügbare Leistung aus den Messwerten und/oder Betriebswerten geschätzt wird. Hier liegt besonders der Gedanke zugrunde, dass die Windenergieanlage selbst bereits durch ihr Betriebsverhalten zumindest Aussagen über die vorherrschenden Windverhältnisse zulässt. Dazu gehört besonders, dass aus Leistung, Drehzahl und Blattstellung und Azimutstellung und natürlich auch den Kenngrößen der Windenergieanlage die Windgeschwindigkeit abgeleitet werden kann. Aus der Azimutstellung, die in der Windenergieanlage üblicherweise auch ausdrücklich bekannt ist, kann entsprechend die Windrichtung abgeleitet werden. Auch all das kann zum Vergleich verwendet werden, besonders für den Vorhersagevergleich, um die Anpassungsvorschrift zu bestimmen.
Auch die Korrekturvorschrift kann mithilfe wenigstens eines der Werte des Windparks bestimmt werden, indem bspw. die geschätzte verfügbare Leistung des Windparks Rückschlüsse auf Wetterdaten zulässt, um daraus eine Korrektur der Wettervorhersage abzuleisten.
Gemäß einer weiteren Ausführungsform wird vorgeschlagen, dass die Bestimmung der Erwartungsleistung des Windparks auf einer Windparkrecheneinheit des Windparks durchgeführt wird. Die Berechnung erfolgt also lokal vor Ort und hat besonders den Vorteil, dass etwaige Anlagenwerte der Windenergieanlage oder des Windparks auf einfache Art und Weise mit verwertet werden können, ohne dass es dafür einer aufwändigen Übertragung bedarf.
Insbesondere wird dabei vorgeschlagen, dass die Windparkrecheneinheit mit einer unterbrechungsfreien Stromversorgung versehen ist und die Windparkrecheneinheit im Falle eines Netzausfalls des elektrischen Versorgungsnetzes die Bestimmung der Erwartungsleistung unter Verwendung der unterbrechungsfreien Stromversorgung fortsetzt und an einen bzw. den Netzbetreiber überträgt. Hier liegt besonders die Erkenntnis zugrunde, dass durch das vorgeschlagene Verfahren der Windpark in die Lage versetzt wird, auch im Falle eines Netzausfalls die aktuelle Wettersituation möglichst genau einschätzen zu können und dadurch eine Information hat, wieviel Leistung ggf. zum Wiederanlaufen des Windparks und damit zum Stützen oder Wiederaufbauen des elektrischen Versorgungsnetzes bzw. eines Teils davon zur Verfügung steht. Diese Information kann an den Netzbetreiber übertragen werden und er kann damit planen.
Die unterbrechungsfreie Stromversorgung kann auch dazu verwendet werden, das Aufnehmen lokaler Wetterdaten und/oder Betriebsdaten des Windparks zu steuern und/oder durchzuführen oder dafür benötigten Versorgungsstrom bereitzustellen. Auch für eine Recheneinheit mit Datenspeicher, auf dem ältere Wettervorhersagen gespeichert sind, insbesondere die Windparkrecheneinheit, kann die unterbrechungsfreie Stromversorgung einen Versorgungsstrom liefern.
Gemäß einer Ausführungsform wird vorgeschlagen, dass beim Vorhersagevergleich als Vorhersagegröße die vorbestimmte Winderwartungsgröße oder die Erwartungsleistung mit der aktuellen Windgröße verglichen wird. Die Erwartungsleistung entspricht besonders der Abgabeleistung, die der Windpark letztlich in das elektrische Versorgungsnetz einspeist und das kann mit der aktuellen Windgröße verglichen werden, die dann entsprechend die aktuelle Abgabeleistung des Windparks ist.
Es kann aber auch eine Zwischengröße zum Vergleich verwendet werden. Die vorbestimmte Winderwartungsgröße entspricht einem solchen Zwischenwert, der z.B. eine Leistung angeben kann, die noch größer als die tatsächlich eingespeiste Leistung ist, weil bspw. noch keine Effekte im Park wie bspw. Nachlaufeffekte berücksichtigt wurden. Die Winderwartungsgröße kann auch eine Windgeschwindigkeit sein, die vorhergesagt wurde und mit einem repräsentativen Messwert im Windpark oder in der Nähe des Windparks verglichen wird.
Gemäß einer Ausführungsform wird vorgeschlagen, dass die Winderwartungsgröße mittels eines Wettermodells aus der Wettervorhersage, insbesondere aus Wetterdaten der Wettervorhersage bestimmt wird. Das Wettermodell kann die Korrekturvorschrift enthalten, oder die Korrekturvorschrift ist dem Wettermodell nachgeschaltet. Optional wird eine idealisierte Einspeiseleistung mittels eines Windleistungsmodells aus der Winderwartungsgröße bestimmt. Wenn die idealisierte Einspeiseleistung bestimmt wird, wird die Erwartungsleistung mittels eines Verfügbarkeitsmodells aus der idealisierten Einspeiseleistung bestimmt. Für diesen Fall umfasst das Verfahren also wenigstens drei Schritte, nämlich die Winderwartungsgröße aus der Wettervorhersage zu bestimmen, daraus die idealisierte Einspeiseleistung zu bestimmen und daraus die Erwartungsleistung zu bestimmen.
Alternativ kommt in Betracht, dass die Erwartungsleistung mittels eines Parkmodells aus der Winderwartungsgröße bestimmt wird. Die Erwartungsleistung wird insoweit ohne den Zwischenschritt über die idealisierte Einspeiseleistung aus der Winderwartungsgröße bestimmt.
Insbesondere ist vorgesehen, dass die Erwartungsleistung unter Verwendung eines bzw. des Leistungsschätzers bestimmt wird, wobei der Leistungsschätzer wenigstens eines der folgenden Modelle umfasst oder eines dieser Modelle ist, nämlich das Wettermodell, das Windleistungsmodell, das Verfügbarkeitsmodell und das Parkmodell.
Die vier Einzelmodelle wurden oben näher erläutert und hier liegt besonders der Vorschlag zugrunde, dass diese Modelle in einem Leistungsschätzer zusammengefasst sein können. Ggf. kommt auch in Betracht, dass nur einige dieser Modelle in dem Leistungsschätzer zusammengefasst sind. Dann kann besonders die Wettervorhersage bzw. die dabei bestimmten Größen die Eingabe für den Leistungsschätzer bilden, wobei weitere Eingangsgrößen hinzukommen können. Das Ergebnis, also die Ausgangsgröße des Leistungsschätzers, ist dann die Erwartungsleistung, basierend auf den entsprechenden Eingabedaten. Auf diese Art und Weise können auch die oben genannten Schritte in dem Leistungsschätzer vereint werden. Dazu können bspw. die jeweils verwendeten Modelle hintereinandergeschaltet sein.
Gemäß einer Ausführungsform wird vorgeschlagen, dass das Wettermodell mittels einer Wettermodelladaption adaptiert wird. Die Wettermodelladaption kann dabei als Anpassungsvorschrift bzw. als eine der wenigstens einen Anpassungsvorschriften angesehen werden. Ebenso kann zusätzlich oder alternativ das Windleistungsmodell mittels einer Windleistungsmodelladaption adaptiert werden. Hier ist dann die Windleistungsmodelladaption die bzw. eine der Anpassungsvorschriften.
Vorzugsweise wird die Korrekturvorschrift mittels einer der wenigstens einen Anpassungsvorschrift adaptiert. Das kann gemäß einer Variante auch in der Adaption des Wettermodells inbegriffen sein, wenn die Korrekturvorschrift Teil des Wettermodells ist.
Ebenso kann außerdem oder alternativ das Verfügbarkeitsmodell mittels einer Verfügbarkeitsmodelladaption adaptiert werden. Hier kann dann die Verfügbarkeitsmodelladaption als eine der wenigstens einen Anpassungsvorschrift angesehen werden.
Außerdem oder alternativ wird vorgeschlagen, das Parkmodell mittels einer Parkmodelladaption zu adaptieren. Entsprechend kann dann die Parkmodelladaption als Anpassungsvorschrift angesehen werden.
Somit wird gemäß einer Ausführungsform vorgeschlagen, dass jedes der genannten vier Modelle adaptiert wird. Diese Adaption kann besonders so vorgenommen werden, dass das Ergebnis des jeweiligen Modells mit einem entsprechenden Messwert oder zumindest mit einem aus aktuellen Werten ermittelten aktuellen Wert verglichen wird und der Vergleich zur Adaption des jeweiligen Modells verwendet wird.
Vorzugsweise ist der Leistungsschätzer, besonders, wenn er zum Bestimmen der idealisierten Einspeiseleistung oder der Erwartungsleistung verwendet wird, als neuronales Netz ausgebildet. Dazu wird vorgeschlagen, dass das neuronale Netz in einem offline-Verfahren trainiert wird, insbesondere, dass es mit meteorologischen Messwerten des Windparks trainiert wird. Zusätzlich wird dann vorgeschlagen, dass zum Bestimmen der idealisierten Einspeiseleistung bzw. der Erwartungsleistung das trainierte neuronale Netz verwendet wird.
Besonders sind die Verwendung und das Training eines solchen neuronalen Netzes eine Möglichkeit, eine Adaption umzusetzen. Die Verwendung des neuronalen Netzes hat besonders den Vorteil, dass die strukturellen Zusammenhänge, die jeweils möglichst einem Leistungsschätzer zugrunde gelegt werden sollten, bei der Verwendung eines solchen neuronalen Netzes weniger präzise bekannt sein müssen, solange nur die Struktur, einschließlich der Ebenen, des neuronalen Netzes ausreichend groß gewählt wird.
Besonders liegt hier auch der Gedanke zugrunde, dass ein besonders kritischer Fall, in dem möglichst genau die Leistung vorhergesagt werden sollte, nur in einem seltenen Fall eines Netzwiederaufbaus oder sogar Schwarzstarts auftritt. Im Normalfall kann insoweit das neuronale Netz trainiert werden. Solange das Ergebnis nicht zur Steuerung des Windparks verwendet wird, wird darin auch ein Offline-Verfahren gesehen, denn die dabei ermittelten Werte fließen nicht unmittelbar in die Regelung ein, sondern werden abgespeichert. Dadurch kann das neuronale Netz und damit besonders der Leistungsschätzer im laufenden Betrieb immer weiter verbessert werden.
Das Ergebnis kann besonders dann eingesetzt werden, wenn ein solcher Netzwiederaufbau oder Schwarzstart durchgeführt werden muss und dabei auch die Verbindung zum Wetterdienst, der die Wettervorhersage liefert, unterbrochen ist. Dann nämlich wird vorzugsweise auf ältere abgespeicherte Vorhersagen zurückgegriffen, die entsprechend eine hohe Anpassung für den Windpark erforderlich machen können.
Erfindungsgemäß wird auch ein Windpark vorgeschlagen. Dieser Windpark ist zum Einspeisen elektrischer Leistung in ein elektrisches Versorgungsnetz vorgesehen und es ist vorgesehen, dass der Windpark an einem Netzanschlusspunkt angeschlossen ist, um elektrische Leistung in das elektrische Versorgungsnetz einzuspeisen. Außerdem weist er eine Schätzeinrichtung auf, um eine Erwartungsleistung für einen vorbestimmten Einspeisezeitraum zu bestimmen. Diese Schätzeinrichtung kann als Gerät aber auch als implementiertes Programm in einem Steuerrechner, insbesondere einem zentralen Parkrechner implementiert sein.
Dabei ist vorgesehen, dass die Erwartungsleistung einen Wert einer Leistung oder einen zeitlichen Verlauf einer Leistung angibt, von der zu erwarten ist, dass sie dem wenigstens einen Windpark in dem vorbestimmten Einspeisezeitraum als Leistung aus Wind zur Verfügung steht, insbesondere als Summe aller Rotorleistungen aller Windenergieanlagen des Windparks und/oder als einspeisbare Leistung des Windparks. Die verschiedenen möglichen Bedeutungen der Erwartungsleistung sind bereits im Zusammenhang mit dem Verfahren zum Einspeisen erläutert worden und die dort angegebenen Erläuterungen treffen auch hierzu.
Außerdem ist eine Evaluierungseinrichtung vorgesehen, um für die Erwartungsleistung eine Erwartungsgenauigkeit zu bestimmen, die ein Maß dafür ist, wie genau die Leistung im Einspeisezeitraum die Erwartungsleistung erreicht. Auch diese Evaluierungseinrichtung kann als Gerät vorgesehen sein oder als Programm implementiert sein.
Außerdem oder alternativ wird vorgeschlagen, dass die Schätzeinrichtung zum Bestimmen der Erwartungsleistung

- einen Winderwartungsschätzer umfasst der dazu vorbereitet ist, wenigstens eine für die zu erwartende Windgeschwindigkeit repräsentative Winderwartungsgröße mit Hilfe einer Wettervorhersage zu bestimmen oder zu verifizieren, und
- eine Korrektureinheit umfasst, die dazu vorbereitet ist, die Winderwartungsgröße ausgehend von der Wettervorhersage zusätzlich mittels einer Korrekturvorschrift abhängig lokaler Wetterdaten und/oder Betriebsdaten des Windparks zu bestimmen, wobei
- die Schätzeinrichtung dazu vorbereitet ist, die Erwartungsleistung basierend auf der Winderwartungsgröße zu bestimmen. Damit ist der Windpark dazu vorbereitet, die Erwartungsleistung zu bestimmen, wie oben im Zusammenhang mit Aspekten des Verfahrens zum Einspeisen elektrischer Leistung erläutert wurde. Der Winderwartungsschätzer, die Korrektureinheit und/oder die Schätzeinrichtung können einzeln oder zusammengefasst als Gerät oder als auf einem Prozessrechner implementierte Lösung vorgesehen sein.

Außerdem oder alternativ wird vorgeschlagen, dass der Winderwartungsschätzer dazu vorbereitet ist, wiederkehrend oder kontinuierlich die Winderwartungsgröße mithilfe einer Wettervorhersage jeweils für einen Vergleichszeitraum vorzubestimmen. Der Winderwartungsschätzer verwendet also die Wettervorhersage, um darauf aufbauend immer wieder, insbesondere kontinuierlich oder quasi kontinuierlich die Winderwartungsgröße vorzubestimmen.
Die Winderwartungsgröße ist repräsentativ für die zu erwartende Windgeschwindigkeit und kann somit jeweils einen Windgeschwindigkeitswert umfassen. Es kommen aber auch normierte Werte in Betracht, oder auch Leistungswerte, die ebenfalls repräsentativ für die zu erwartende Windgeschwindigkeit stehen können. Leistungswerte sind besonders dann repräsentativ für eine Windgeschwindigkeit, wenn ihnen die Annahme zugrunde liegt, dass sie jeweils eine Leistung angeben, die mit einer Windenergieanlage oder einem Windpark windgeschwindigkeitsabhängig erzeugt werden können.
Außerdem ist eine Vergleichseinheit vorgesehen, um zu jedem Vergleichszeitraum, zu dem die Winderwartungsgröße vorbestimmt wurde, einen Vorhersagevergleich durchzuführen, bei dem eine Vorhersagegröße mit einer aktuellen Windgröße, die für die aktuelle Windgeschwindigkeit des jeweiligen Vergleichszeitraums repräsentativ ist, verglichen wird. Auch die Vergleichseinheit kann als Gerät oder als implementiertes Programm ausgebildet sein.
Außerdem wird eine Anpassungseinheit vorgeschlagen, um aus dem Vorhersagevergleich wenigstens eine Anpassungsvorschrift zu bestimmen, um die Erwartungsleistung mit der wenigstens einen Anpassungsvorschrift zu verbessern. Die Anpassungseinheit bestimmt also die Anpassungsvorschrift. Auch dies wurde oben im Zusammenhang mit dem Verfahren zum Einspeisen elektrischer Leistung erläutert und gilt hier sinngemäß. Die Anpassungseinheit, die also die Anpassungsvorschrift bestimmt, kann ihrerseits auch als Gerät oder Implementierung eines Programms vorgesehen sein.
Die Schätzeinrichtung ist dann dazu vorbereitet, die Erwartungsleistung basierend auf der Winderwartungsgröße und der Anpassungsvorschrift zu bestimmen.
Somit wird insbesondere vorgeschlagen, dass der Windpark dazu vorbereitet ist, ein Verfahren gemäß wenigstens einem der vorstehend beschriebenen Ausführungsformen auszuführen. Insbesondere kann das Verfahren dazu, auch unter Verwendung der beschriebenen Einrichtungen und Einheiten, in einem zentralen Parkrechner implementiert sein.
Die Erfindung wird nun nachfolgend exemplarisch unter Bezugnahme auf die begleitenden Figuren näher erläutert.

1 zeigt eine Windenergieanlage in einer perspektivischen Darstellung.
2 zeigt einen Windpark in einer schematischen Darstellung.
3 zeigt eine Struktur zur schematischen Beschreibung der Methodik gemäß zumindest einer Ausführungsform.
4 zeigt veranschaulichend ein Diagramm mit einem Unsicherheitstrichter.
5 zeigt veranschaulichend eine Verteilungskurve.

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 110 angeordnet. Der Rotor 106 wird im Betrieb durch den Wind in eine Drehbewegung versetzt und treibt dadurch einen Generator in der Gondel 104 an.
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 bspw. keine Steuerung zeigt, obwohl natürlich eine Steuerung vorhanden ist. Auch kann bspw. das Parknetz 114 anders gestaltet sein, indem bspw. auch ein Transformator am Ausgang jeder Windenergieanlage 100 vorhanden ist, um nur ein anderes Ausführungsbeispiel zu nennen.
Der Windpark 112 weist zudem einen zentralen Parkrechner 130 auf, der synonym, nicht nur für die Ausführungsform der 2, als Windparkrecheneinheit bezeichnet werden kann. Dieser zentrale Parkrechner 130 ist besonders dazu vorgesehen, mit jeder Windenergieanlage 100 zu kommunizieren, insbesondere diese Steuerbefehle und/oder Informationen zu übermitteln, aber auch Informationen von den Windenergieanlagen 100 zu empfangen. Zu solchen Informationen können Betriebswerte wie aktuell erzeugte Leistungen und auch Messwerte wie eine erfasste Windgeschwindigkeit oder gemessene Temperatur zählen.
Der zentrale Parkrechner 130 kann auch mit einem Wetterdienst 132 gekoppelt sein, um von dort Wettervorhersagen zu empfangen. Es kommt aber auch in Betracht, dass der Windpark Informationen an den Wetterdienst gibt, was durch den Doppelpfeil angedeutet ist. Die Verbindung 134 zwischen dem zentralen Parkrechner 130 und dem Wetterdienst 132 ist teilweise gestrichelt gezeichnet, um anzudeuten, dass der Wetterdienst örtlich weit getrennt von dem Windpark 112 angeordnet sein kann.
Weiterhin ist ein Netzbetreiber 136 angedeutet, mit dem der Windpark 112 ebenfalls mittels des zentralen Parkrechners 130 kommunizieren kann. Auch hier ist eine Netzbetreiberverbindung 138 vorgesehen, die durch den Doppelpfeil angedeutet eine gegenseitige Kommunikation ermöglicht. Auch die Netzbetreiberverbindung 138 ist teilweise gestrichelt dargestellt, um die mögliche örtliche Entfernung zu verdeutlichen.
3 zeigt ein Strukturschema 350, das eine Methodik zum Erreichen einer örtlich möglichst genauen Windprognose bzw. Leistungsprognose veranschaulicht. Dazu wird zunächst davon ausgegangen, dass ein Wetterdienst 532 Wetterdaten liefert, wie bspw. für eine Region diverse verteilte Werte zu Luftdruck, Temperatur, Wind und Niederschlag, um nur einige Beispiele zu nennen, und außerdem oder alternativ Wetterdaten von einem oder mehreren Wettersatelliten liefern kann.
Diese werden dann in einen Vorhersageblock 352 eingegeben. In dem Vorhersageblock können bspw. numerische Wettermodelle oder zumindest eines davon hinterlegt sein, mit dessen Hilfe und mit Hilfe der eingegebenen Wetterdaten eine Wettervorhersage erstellt werden kann. Zusätzlich ist in dem Vorhersageblock 352 eine Korrekturvorschrift implementiert, die abhängig lokaler Wetterdaten und/oder Betriebsdaten des Windparks die Wettervorhersage verbessern kann, nämlich konkret an den Windpark anpassen kann. Insoweit kann die Korrekturvorschrift die Wettervorhersage bezogen auf den Windpark korrigieren, zumindest verbessern, sie kann die Wettervorhersage somit für den Windpark nachfitten. Die Korrekturvorschrift kann auch als Teil des Wettermodells implementiert sein. Besonders ist die Windgeschwindigkeit für die vorliegenden Zwecke wichtig und somit gibt der Vorhersageblock 352 insbesondere eine Winderwartungsgröße P_MO aus.
Diese Winderwartungsgröße P_MO kann eine Windgeschwindigkeit sein oder ein Verlauf einer Windgeschwindigkeit, der nämlich in einem Vergleichszeitraum, der in der Zukunft liegt, erwartet wird. Besonders ist der Winderwartungswert als Kurzzeitprognose vorgesehen. Da für den Windpark eine Information über elektrische Leistung besonders relevant ist, kann hier auch vorgesehen sein, dass die Winderwartungsgröße P_MO eine Leistung ist, die für eine Windgeschwindigkeit, gleiches gilt dann auch für einen Windgeschwindigkeitsverlauf, repräsentativ ist. Hier kann besonders eine Rotorleistung als Winderwartungsgröße verwendet werden, die einen Wert angibt über eine an einem Rotor einer Windenergieanlage anliegenden Wert. Ein solcher Wert kann auch auf den relevanten, hier untersuchten Windpark hochgerechnet werden. Die Winderwartungsgröße P_MO könnte also der Summe aller zu erwartenden Rotorleistungen in dem betrachteten Vergleichszeitraum sein.
Dennoch ist dies aber als eine Größe zu verstehen, die für eine Windgeschwindigkeit repräsentativ ist und insoweit nachfolgend noch thematisierte Parkprobleme oder Parkeffekte oder Windenergieanlageneffekte ausklammert. Wird hier also die Summe der Rotorleistungen zugrunde gelegt, so ist dies primär eine fiktive Größe.
Die Winderwartungsgröße P_MO wird dann in einen Windleistungsblock 354 eingegeben. Der Windleistungsblock 354 beinhaltet ein Windleistungsmodell, mit dem aus der Winderwartungsgröße P_MO eine idealisierte Einspeiseleistung P_i bestimmt wird. Der Windleistungsblock 354 kann das Windleistungsmodell mittels eines neuronalen Netzes nachbilden. Eigenschaften des neuronalen Netzes kann der Windleistungsblock 354 dazu aus einem Parameterblock 356 erhalten. Der Parameterblock 356 kann dabei auch die gesamte Struktur des neuronalen Netzes einschließlich Parametrierung nach einem entsprechenden Lernprozess übergeben.
Die Verwendung eines neuronalen Netzes ist aber nur ein Beispiel und es kommen auch andere regelungstechnische Umsetzungen für das Windleistungsmodell in Betracht, die ebenfalls entsprechende Parametrierungen ggf. Strukturen und/oder Anfangswerte aus dem Parameterblock 356 erhalten können. Es kommt auch in Betracht, dass erst oder zusätzlich in dem Windleistungsblock die Korrekturvorschrift angewendet wird. Das ist besonders für den Fall vorgesehen, dass die Winderwartungsgröße eine Leistungsprognose bildet und diese in dem Windleistungsblock 354 mittel der Korrekturvorschrift verifiziert wird. Diese Korrektur in dem Windleistungsblock 354 kann auch mit weiteren Veränderungen der Winderwartungsgröße kombiniert sein.
Das Ergebnis des Windleistungsblocks 354 ist eine idealisierte Einspeiseleistung P_i , die der untersuchte Windpark theoretisch erzeugen könnte, wenn die Vorhersage, also besonders die Winderwartungsgröße P_MO korrekt ist und alle Windenergieanlagen im Park auch vollständig verfügbar sind. Dann entspräche die Erwartungsleistung der verifizierten Winderwartungsgröße. Dabei wird auch die Windrichtung mit berücksichtigt. Die idealisierte Einspeiseleistung P_i kann als verifizierte Winderwartungsgröße angesehen werden und sie hängt besonders auch von Parkeffekten im Windpark ab. Dazu gehört die generelle Topologie des Geländes, in dem der Windpark steht und das den Windpark umgibt, aber auch die gegenseitige Beeinflussung der Windenergieanlagen untereinander. Das beinhaltet zum einen generell eine Abschwächung des Windfeldes durch den Windpark, kann andererseits aber auch konkrete Beeinflussungen einer vorlaufenden Windenergieanlage gegenüber einer nachlaufenden, also genau in Lee stehenden Windenergieanlagen betreffen. All diese Zusammenhänge sind in dem Windleistungsmodell berücksichtigt, das der Windleistungsblock 354 verwendet.
Die idealisierte Einspeiseleistung P_i wird dann in den Verfügbarkeitsblock 358 eingegeben. Der Verfügbarkeitsblock 358 berücksichtigt die technische Verfügbarkeit jeder einzelnen Anlage des Windparks. Die Daten dafür erhält er aus dem Datenblock 360. In dem Datenblock 360 werden somit sämtliche Verfügbarkeitsdaten der Windenergieanlagen des Windparks gesammelt und ständig aktualisiert. Besonders ist darin enthalten, wenn bspw. eine Windenergieanlage ausfällt. Es kommt aber auch in Betracht, dass eine Windenergieanlage nur reduziert betrieben werden darf, weil dies bspw. Schallschutzvorschriften vorgeben. All solche Informationen sind für jede Windenergieanlage des Parks in dem Datenblock 360 gespeichert und werden an den Verfügbarkeitsblock 358 übergeben. Dabei können ggf. auch generelle Daten der betreffenden Windenergieanlage übergeben werden, wie bspw. deren Nennleistung, wenn solche Daten nicht bereits in dem Verfügbarkeitsblock 358 fest gespeichert sind.
Jedenfalls kann der Verfügbarkeitsblock 358 aus der idealisierten Einspeiseleistung P_i eine Erwartungsleistung P_F des Windparks bestimmen. Diese Erwartungsleistung P_F ist eine vorhergesagte Leistung, insbesondere als Kurzzeitprognose, die dann im idealen Fall der tatsächlich im Windpark insgesamt erfassten Leistung, das kann auch die von dem Windpark eingespeiste Leistung sein, entspricht. Hier kann aber auch ein Windäquivalent verwendet werden, also eine Windgeschwindigkeit, die zu einer solchen Leistung führen würde.
Entsprechend wird von einem symbolisch dargestellten Windpark 312 eine gemessene Windparkleistung P_M erfasst, oder das genannte Windäquivalent.
Sowohl die Erwartungsleistung P_F als auch die gemessene Windparkleistung P_M werden dann in einen Vergleichsblock 362 eingegeben und verglichen. Hierbei werden natürlich die jeweiligen Werte oder Verläufe des identischen Vergleichszeitraums verwendet. Wenn also eine Vorhersage für einen Zeitraum vorgenommen wird, der etwa eine halbe Stunde in der Zukunft liegt, wird die daraus ermittelte Erwartungsleistung P_F entsprechend mit der gemessenen Parkleistung P_M verglichen, die entsprechend die genannte halbe Stunde später gemessen wird. Insoweit kann der Vergleichsblock 362 auch entsprechend komplex sein und insbesondere auch einen Speicher für mehrere Erwartungsleistungen aufweisen.
Besonders führt der Vergleichsblock 362 dann auch eine Auswertung durch, wobei dafür auch ein separater Block verwendet werden könnte, nämlich eine Anpassungseinheit, die diese Auswertung durchführt und eine Anpassungsvorschrift erstellt. In der Ausführungsform der 3 ist dies in dem Vergleichsblock 362 mit integriert.
Als Ergebnis kommt in der Ausführungsform der 3 sowohl eine Anpassungsvorschrift für den Windleistungsblock 354 und damit das dort implementierte Windleistungsmodell heraus, als auch eine Anpassungsvorschrift für den Vorhersageblock 352 und damit das dort verwendete Wettermodell bzw. die dort verwendeten Wettermodelle. Die Anpassungsvorschriften werden als AV1 bzw. AV2 bezeichnet.
Es kommt aber auch in Betracht, nur eine der beiden genannten Anpassungsvorschriften AV1 oder AV2 zu verwenden, oder auch andere Anpassungsvorschriften zu verwenden. Die Anpassungsvorschrift AV2 kann auch zum Anpassen der Korrekturvorschrift, die im Vorhersageblock 352 implementiert ist, verwendet werden.
Besonders wurde erkannt, dass in einer Netzwiederaufbausituation u.U. keine aktuelle, also neu gerechnete, Prognose mehr für regenerative Kraftwerke, besonders Windparks, zur Verfügung steht, weil besonders Rechenzentren offline sind oder keine Datenverbindung mehr haben.
Eine Prognose wird vor allem im Netzwiederaufbau gebraucht, wo nach einigen Stunden Stromausfall die bereits gerechneten Prognosen schon eine deutliche Abweichung von der tatsächlichen verfügbaren Leistung haben können. Die Prognose sollte auch auf Windparkebene vorliegen und u.U. sogar auf Windparkebene gerechnet werden. Auch für eine aktive Netzbetriebsführung von Verteilnetzen oder bei einer Bilanzkreisbewirtschaftung kann eine Kurzfristprognose, bereitgestellt über die Netzbetreiberschnittstelle, genutzt werden.
Eine Idee ist, diese Prognose mittels des Nachfittens von alten Prognosen auf Windparkebene zur Verfügung zu stellen. Es werden also alte Prognosen bzw. Wettervorhersagen verwendet und an den konkreten Windpark angepasst.
Besonders werden Windparks an Mittelspannungs-Umspannwerken und an Hoch- und Höchstspannungsebenen vorgeschlagen.
Dadurch kann besonders eine verbesserte Betriebsführung in kritischen Netzsituationen erreicht werden.
Es wird somit besonders vorgeschlagen, Prognosen, besonders alte Prognosen bzw. alte Wettervorhersagen, anzupassen, um windparkscharfe Einspeiseprognosen zu erstellen, um damit wiederum Kurzfristprognosen für eine aktive Betriebsführung zu erstellen.
Gemäß wenigstens einer Ausführungsform wird eine

- Vorrichtung zum Vorhalten und Bereitstellen einer Kurzfristprognose auf Windparkebene vorgeschlagen, die folgende Funktionalität umfasst:
- - Empfangen einer Prognose, die hier insbesondere für eine Wettervorhersage steht, in regelmäßigen Abständen, z.B. durch Prognosedienstleister, wie Wetterdienste,
- - Ablegen der Prognose in einem Windparkspeicher, besonders in einem zentralen Parkrechner,
- - Bestimmen und Bereitstellung einer Kurzfristprognose z.B. Bereitstellung über eine Netzbetreiberschnittstelle, über die eine Verbindung vom Windpark zu einem Netzbetreiber hergestellt werden kann,
- Nachfitten, also Anpassen einer abgelegten Prognose durch verfügbare lokale Messwerte, und das können aktuelle und vergangene Messwerte sein,

Für die lokalen Messwerte kann verwendet werden:

- ein Windmesser auf Windenergieanlagen des Windparks, besonders ein Gondelanemometer,
- nahegelegene Windparks, besonders deren Anemometer oder entsprechende Informationen über eine Einspeiseleistung,
- Windmessmasten, die über Meteo DB oder direkt angebunden werden können und/oder
- lokale Wetterstationen.

Die vorgeschlagene Methodik zumindest gemäß einer Ausführungsform umfasst das Folgende, oder Teile davon:

- Erstellung windparkscharfer Einspeiseprognosen basierend auf externen numerischen Wettervorhersage- und SCADA-Daten besonders durch raumzeitliche Regressionsmethoden und
- Rapid-Update Cycle, also das Durchführen schneller Aktualisierungen der erfassten und/oder prognostizierten Werte mit einem internen Wettervorhersagemodell, und dabei
- Nutzung von Live-SCADA-Daten zur Datenassimilation.

Steuerbare lokale Lasten und nutzbarer Speicher, nämlich dazu wenigstens ein Speicherladezustand und/oder verfügbare Leistung werden in der Prognose, bzw. zur Minimierung der Unsicherheit berücksichtigt.
Ein Ziel ist die Vorhersagegenauigkeit der Windparkleistung zu erhöhen, durch die Änderung einer Portfolio-Vorhersage auf eine windparkscharfe Prognose.
Dafür wird das Vorhersagemodell in drei Einzelmodelle unterteilt, die separat validiert werden können, nämlich insbesondere das Wettermodell, das Windleistungsmodell und das Verfügbarkeitsmodell.
Es wurde erkannt, dass eine Zusammenschaltung der einzelnen, auf den Windpark optimierten Modelle, zu einer genaueren windparkscharfen Prognose führt, im Vergleich zu Modellen die die gesamte Unsicherheitskette, besonders Windvorhersage, Standortstabilität, Nachlaufmodell, technische Verfügbarkeit und elektrische Verluste, verschmiert bzw. verschmolzen in einem Modell abbilden und auf ein großes Portfolio optimiert sind, also auf eine Vergütung abzielen, aber weniger auf konkrete und lokale Werte.
Es wird vorgeschlagen, dass in der Vorhersagekette, nämlich besonders von den Wetterdaten aus dem Vorhersageblock 532 bis zu bestimmten Erwartungsleistungen, eine Korrekturschleife eingebaut ist, oder mehrere, die die Modellvorhersage statistisch, besonders über die Verbesserungs- oder Korrekturmittel Glättung, lineare Regression, gleitender Mittelwert, dynamische Gewichtung, bias-Korrektur, mit gemessenen Daten korrigiert. Je nach verfügbarer Datenquelle werden SCADA-Leistungsdaten (z.B. auch aus Nachbarwindparks), Gondelanemometerdaten, Statuscodes oder meteorologische Messstationen verwendet. Entsprechend wird die Korrektur bzgl. Winddaten auf die Wettermodelle, bei Leistungsdaten auf das Windparkmodell, das besonders ein neuronales Netz sein kann, angewendet.
Gemäß einem Aspekt wird besonders die Genauigkeit einer Prognose mit berücksichtigt. Dem liegen folgende Gedanken zu Grunde.
In einer Netzwiederaufbausituation steht u.U. keine aktuelle, also neu gerechnete, Prognose für regenerative Kraftwerke wie Windparks mehr zur Verfügung, weil z.B. Rechenzentren offline sind oder keine Datenverbindung mehr haben. Nach einigen Stunden Stromausfall haben die bereits gerechneten Prognosen schon eine deutliche Abweichung von der tatsächlichen verfügbaren Leistung, bzw. eine deutliche Unsicherheit. Der Netzbetreiber benötigt aber in kritischen Netzsituationen neben einer Prognose auch eine Quantifizierung der Unsicherheit, um diese in der Regelung der Windparks mit zu berücksichtigen. Die Prognose und die Unsicherheit der Prognose müssen auch auf Windparkebene vorliegen und u.U. sogar auf Windparkebene gerechnet werden.
Aber auch für eine aktive Netzbetriebsführung von Verteilnetzen oder bei einer Bilanzkreisbewirtschaftung kann eine Kurzfristprognose inklusive Unsicherheit bereitgestellt über die Netzbetreiberschnittstelle, genutzt werden.
Die Idee ist es besonders, eine Quantifizierung der Prognoseungenauigkeit durchzuführen.
Das betrifft besonders Windparks an Mittelspannungs-Umspannwerken, Hoch und Höchstspannungen .
Besonders soll auch ein Verbesserte Betriebsführung in kritischen Netzsituationen erreicht werden.
Als Aufgabe kann auch angesehen werden, dass je nach Netzsituation und tolerierbarer Prognoseabweichung immer die maximal mögliche Leistung zur Verfügung steht.
Besonders wird eine Vorrichtung oder ein Verfahren zum Vorhalten und Bereitstellen einer Prognose inklusive Prognoseunsicherheit auf Windparkebene vorgeschlagen. Dazu werden folgende Schritte oder Ansätze vorgeschlagen:

- Empfangen einer Prognose, besonders mit Wahrscheinlichkeitsverteilung, in regelmäßigen Abständen, z.B. durch Prognosedienstleister,
- Ablegen der Prognose in einem Windparkspeicher,
- Berechnen einer möglichen Prognoseabweichung oder einer Wahrscheinlichkeitsverteilung in Abhängigkeit der Wettersituation, verfügbaren Anlagen, Alter der Prognose, und/oder Anzahl der verfügbaren Messsensoren.

Alternativ: Berechnung und Kommunikation einer gesicherten minimalen Leistung in Abhängigkeit einer Vorzugebenen Mindestsicherheit (z.B. 95 %)
Als Bsp. kann das Folgende erläutert werden:

Der Netzbetreiber könnte über die Netzbetreiberschnittstelle beispielsweise vorgeben, mit welcher Verfügbarkeit er die minimal verfügbare Leistung und die (Kurzfrist)-Prognose benötigt, oder er kann die Unsicherheit direkt abfragen und somit diese selber in der Regelung berücksichtigen.

Als zusätzliche Möglichkeiten wird vorgeschlagen:

Reduktion der Unsicherheit durch die Berücksichtigung mehrerer Windparks. Berücksichtigung verfügbarer steuerbarer Lasten und Speicher bei der Berechnung der Unsicherheit. Das kann bspw. folgendes bedeuten: Bei halbvollem Ladezustand eines Speichers steht die Hälfte der Speicherkapazität zur Kompensation der Prognoseunsicherheit zur Verfügung.

Vorstudien haben gezeigt, dass mit einem Multimodellansatz die Unsicherheiten jedes Einzelmodells reduziert werden können durch zusätzliche Informationen und Hersteller Knowhow über die Windenergieanlagen und den Windpark, das externe Vorhersagefirmen/Trader nicht haben. Die erwartete Unsicherheit eines Windparktransfermodells das mittels eines neuronalen Netzes erstellt worden ist kann bei -2.5% liegen (in Abhängigkeit der Qualität und zur Verfügung stehenden historischen Leistungsdaten).
Das interne Knowhow zur Windenergieanlagen-Technik reduziert die Unsicherheit zur prognostizierten technischen Turbinenverfügbarkeiten auf 1%. Die größte Unsicherheit liegt in der Wettervorhersage. Diese kann sowohl durch eine intelligente Gewichtung von verschiedenen numerischen Wettermodellen als auch durch statistische Korrekturen basieren auf diversen Messdaten im Windparkumfeld reduziert werden. Daher ist es vorteilhaft, diese Aspekte zu kombinieren.
Der Unsicherheitstrichter der Vorhersage kann zum einen durch kurzfristige Korrekturen mit Messdaten verkleinert werden und ergänzend oder alternativ mit gekoppelten Speicherlösungen im Windpark. Eine Kombination mehrerer Windparks, die auf einer Netzbetreiberschnittstelle laufen, kann die Unsicherheit ebenfalls reduzieren.
Alle drei Maßnahmen unterstützen die Möglichkeit einen deutlich höheren P90 Wert, der die Windparkleistung beschreibt, die mit einer Wahrscheinlichkeit von 90% eintritt, für die Vorhersage an die Netzbetreiber zu liefern. Das ist in 5 verdeutlicht, die Wahrscheinlichkeitsverteilungen, bei Annahme einer ungefähren Normalverteilung, für unterschiedliche Anpassungen zeigt. Die Ordinate zeigt die Wahrscheinlichkeitsdichten und die Abszisse zeigt eine normierte Skala für den Wert des untersuchten Ereignisses. Die Skala kann hier als normierte Angabe einer Parkleistung, besonders Rotorleistung, angenommen werden, z.B. bezogen auf eine maximale Rotorleistung oder maximale Summe aller Rotorleistungen, also bspw. ohne Berücksichtigung einer Begrenzung auf Nennleistung. Dabei ist der mit 50 gekennzeichnete Wert die vorhergesagte Leistung. Der Wert kann bspw. auch für einen absoluten Wert wie 50 MW stehen. In dieser Figur geht es besonders um die grundsätzliche Gegenüberstellung mehrerer Prognose-Kurven
Dabei wurde eine Anpassung, besonders durch die Korrekturvorschrift, für eine 1-Stunden-Prognose (1h fit), für eine 3-Stunden-Prognose (3h fit) und für eine 6-Stunden-Prognose (6h fit) vorgenommen bzw. simuliert und dazu entsprechend eine 1-Stunden-Verteilung 501, eine 3-Stunden-Verteilung 503 und eine 6-Stundenverteilung 506 dargestellt. Auch wurden die P1, P10, P50, P90 und P99-Stellen für die 3-Stunden-Prognose markiert. Es ist besonders zu erkennen, dass sich die Genauigkeit bei der kurzfristigen Prognoseanpassung und damit also bei der kurzfristigen Prognose, erhöht. Für die 1-Stunden-Prognose ist zudem ein P90-Wert als „P90(1 h)“ angedeutet. Der P90-Wert gibt die Windparkleistung an, die mit einer Wahrscheinlichkeit von 90% wenigstens eintritt. Das entspricht somit dem Flächeninhalt der Fläche unter der jeweiligen Kurve, rechts des P90-Wertes, bezogen auf die gesamte Fläche unterhalb der Kurve.
Die Fläche links des P90-Wertes hat entsprechend einen Flächeninhalt von 10% und eine solche Fläche ist für die 3-Stunden-Prognose als Restfläche 510 eingezeichnet. Mit einer kürzeren Vorhersage verbessert diese sich, was an dem hohen Wert der 1-Stunden-Prognose bei 50 zu erkennen ist. Das führt aber auch dazu, dass die Kurve schlanker wird und die 10-% Restfläche weiter rechts endet, so dass auch der P90-Wert weiter rechts und damit näher an der vorgesagten Leistung liegt.
Basierend auf 3 kann verdeutlicht werden, dass die Unsicherheit der Wettervorhersage vom Wetterdienst 532 bei etwa 6 bis 8% liegen kann. Die Unsicherheit des Modells, dass den Windpark beschreibt, das mit dem Parameterblock 356 veranschaulicht werden kann, oder mit dem Windleistungsblock 354, in dem die Berechnung dann stattfindet, kann bei etwa 2,5% liegen. Die technische Verfügbarkeit, die durch den Datenblock 36 veranschaulicht werden kann, oder den Verfügbarkeitsblock, liegt bei etwa 1%.
4 erläutert einen so genannten Unsicherheitstrichter. Dazu zeigt die 4 ein Unsicherheitsdiagramm 400, in dem Vorhersagewerte als Vorhersagekurve über die Zeit mit ihrer Unsicherheit dargestellt sind.
Die Zeit-Achse ist dafür in drei Bereiche geteilt. Der ersten Zeitbereich 401liegt noch nicht in der Zukunft, so dass die Prognosewerte den Messwerten entsprechen, so dass es keine Unsicherheit gibt.
Der zweite Zeitbereich 402 liegt in der Zukunft und daher ist eine Unsicherheit vorhanden, die mit der Zeit zunimmt. Der tatsächliche Wert kann also im Bereich des gezeigten Unsicherheitsbereichs liegen und entsprechend von der Vorhersagekurve 404 abweichen.
Der dritte Zeitbereich 403 liegt noch weiter in der Zukunft und es kann nun deutlich ein Unterschied zwischen einer Parkunsicherheitskurve 405 und einer Wetterunsicherheitskurve 406 unterschieden werden. Die Parkunsicherheitskurve 405 beschreibt die Unsicherheit aufgrund der Parkungenauigkeit und Messunsicherheiten, wohingegen die Wetterunsicherheitskurve 406 eine Unsicherheit aufgrund der Wettervorhersage. Die Parkunsicherheitskurve 405 bildet dabei einen wesentlich kleineren Trichter, als die Wetterunsicherheitskurve 406.

Claims

Verfahren zum Einspeisen elektrischer Leistung in ein elektrisches Versorgungsnetz mittels wenigstens eines, mehrere Windenergieanlagen aufweisenden Windparks, wobei - der Windpark an einem Netzanschlusspunkt elektrische Leistung in das elektrische Versorgungsnetz einspeist und - eine Erwartungsleistung (P_F) für einen vorbestimmten Einspeisezeitraum bestimmt wird, wobei - die Erwartungsleistung einen Wert einer Leistung oder einen zeitlichen Verlauf einer Leistung angibt, von der zu erwarten ist, dass sie dem wenigstens einen Windpark in dem vorbestimmten Einspeisezeitraum als Leistung aus Wind zur Verfügung steht, insbesondere als Summe aller Rotorleistungen aller Windenergieanalgen des Windparks und/oder als einspeisbare Leistung des Windparks, und wobei - für die Erwartungsleistung eine Erwartungsgenauigkeit bestimmt wird, die ein Maß dafür ist, wie genau die Leistung im Einspeisezeitraum die Erwartungsleistung erreicht, und/oder wobei - zum Bestimmen der Erwartungsleistung (P_F) - wenigstens eine für die zu erwartende Windgeschwindigkeit repräsentative Winderwartungsgröße (P_MO) mit Hilfe einer Wettervorhersage bestimmt wird, und - die Winderwartungsgröße ausgehend von der Wettervorhersage zusätzlich mittels einer Korrekturvorschrift abhängig lokaler Wetterdaten und/oder Betriebsdaten des Windparks bestimmt oder verifiziert wird, wobei - die Erwartungsleistung (P_F) basierend auf der Winderwartungsgröße (P_MO) bestimmt wird.
Verfahren nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, dass - die Wettervorhersage über einen Vorhersagezeitraum erstellt wird und - die Winderwartungsgröße und/oder die Erwartungsleistung als Kurzfristprognose über einen Prognosezeitraum erstellt, wobei - der Vorhersagezeitraum wenigstens zehnmal, insbesondere wenigstens einhundertmal so lang ist, wie der Prognosezeitraum.
Verfahren nach Anspruch 1 oder Anspruch 2, dadurch gekennzeichnet, dass - wiederkehrend oder kontinuierlich die Winderwartungsgröße (P_MO) jeweils für einen Vergleichszeitraum vorbestimmt wird, und - zu jedem Vergleichszeitraum, zu dem die Winderwartungsgröße (P_MO) vorbestimmt wurde, ein Vorhersagevergleich durchgeführt wird, bei dem eine Vorhersagegröße (P_MO, P_F, P_i) mit einer aktuellen Windgröße (P_M), die für die aktuelle Windgeschwindigkeit des jeweiligen Vergleichszeitraums repräsentativ ist, verglichen wird und - aus dem Vorhersagevergleich wenigstens eine Anpassungsvorschrift bestimmt wird, um die Erwartungsleistung (P_F) mittels der wenigstens einen Anpassungsvorschrift zu verbessern.
Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass die Erwartungsleistung (P_F) - unter Verwendung eines Leistungsschätzers bestimmt wird und/oder - die Erwartungsleistung (P_F) zusätzlich unter Berücksichtigung von Randbedingungen bestimmt wird, wobei die Randbedingungen insbesondere ausgewählt sind aus der Liste aufweisend: - technische Verfügbarkeit der Windenergieanlagen des Windparks, - Informationen über verfügbare steuerbare Lasten, - Informationen über zum Einspeisen elektrischer Leistung verfügbarer Speicher und - Informationen über Nachlaufeffekte im Windpark, und/oder dass - die Erwartungsleistung (P_F) zusätzlich unter individueller Berücksichtigung der Windenergieanlagen des Windparks bestimmt wird, wobei insbesondere - für den Windpark in einer Tabelle für jede Windenergieanlage ihre technische Leistungsfähigkeit hinterlegt ist, wobei - die Tabelle für jede Windenergieanlage abhängig ihrer Azimutausrichtung bzw. abhängig der Windrichtung und optional in Abhängigkeit einer Tageszeit jeweils eine vorhergesagte technische Leistungsfähigkeit gespeichert hat.
Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass die Erwartungsgenauigkeit wenigstens eine Information umfasst aus der Liste aufweisend: - eine erste Leistungsgrenze, die eine Leistung oder einen Leistungsverlauf angibt, welcher mit einer vorbestimmten Realisierungswahrscheinlichkeit innerhalb des vorbestimmten Einspeisezeitraums nicht unterschritten wird, - eine zweite Leistungsgrenze, die eine Leistung oder einen Leistungsverlauf angibt, welcher in einem mittelfristigen Mittel, das insbesondere über einen Zeitraum von 10 bis 60 Sekunden gebildet wird, nicht unterschritten werden darf, - eine dritte Leistungsgrenze, die eine Leistung oder einen Leistungsverlauf angibt, welcher in einem kurzfristigen Mittel, das insbesondere über einen Zeitraum von 5 bis 10 Sekunden gebildet wird, nicht unterschritten werden darf.
Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass - die Wettervorhersage dem wenigstens einen Windpark von einem externen Wetterdienst regelmäßig übertragen wird, - der Windpark die jeweils übertragene Wettervorhersage zumindest temporär speichert, - im Falle einer Unterbrechung zum externen Wetterdienst die Erwartungsleistung basierend auf wenigstens einer abgespeicherten Wettervorhersage geschätzt wird, insbesondere so, dass - die abgespeicherte Wettervorhersage unter Berücksichtigung lokaler aktueller meteorologischer Messwerte angepasst wird.
Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass - ein Schwarzstart und/oder Netzwiederaufbau basierend auf der Erwartungsleistung geplant wird, und/oder dass - der Netzanschlusspunkt an einem Netzabschnitt des elektrischen Versorgungsnetzes angeschlossen ist, - die Erwartungsleistung (P_F) an einen diesen Netzabschnitt betreibenden Netzbetreiber übertragen wird, insbesondere im Fall einer Netzaufbausituation, in der wenigstens dieser Netzabschnitt ausgefallen ist, und optional - zusätzlich zur Übertragung der Erwartungsleistung (P_F) die Erwartungsgenauigkeit übertragen wird und/oder - ein Genauigkeitssollwert berücksichtigt wird, der angibt, mit welcher Erwartungsgenauigkeit die Erwartungsleistung bereitgestellt werden soll, wobei der Genauigkeitssollwert vorzugsweise von extern, insbesondere von einem Netzbetreiber empfangen wird.
Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass - die Wettervorhersage wenigstens einen zeitlichen Verlauf einer zu erwartenden Windgeschwindigkeit umfasst, und/oder dass die Wettervorhersage in vorbestimmten Wiederholungsintervallen, die insbesondere im Bereich von 5 bis 30 Minuten liegen, einen Wert einer zu erwartenden Windgeschwindigkeit abgibt, - aus der Wettervorhersage, insbesondere mit Hilfe des Leistungsschätzers, die Erwartungsleistung und/oder ein minimaler Wert der Erwartungsleistung als zeitlicher Leistungsverlauf bestimmt wird, und - der Leistungsverlauf mittels der Korrekturvorschrift verschoben, gestreckt und/oder gestaucht wird, insbesondere in seiner Amplitude und/oder in seiner zeitlichen Ausdehnung.
Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass - zur Bestimmung der Korrekturvorschrift und/oder der Anpassungsvorschrift meteorologische Messwerte des Windparks im Windpark und/oder in örtlicher Nähe des Windparks aufgenommen werden, und - die meteorologischen Messwerte eine, mehrere oder alle Größen umfassen aus der Liste aufweisend: - Windgeschwindigkeit, - Windrichtung, - Temperatur, - Luftdichte und - Sonneneinstrahlung und/oder dass - zur Bestimmung der Korrekturvorschrift und/oder der Anpassungsvorschrift Messwerte und/oder Betriebswerte von Windenergieanalgen des Windparks verwendet werden, insbesondere dass eine verfügbare Leistung aus den Messwerten und/oder Betriebswerten geschätzt wird.
Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass - die Bestimmung der Erwartungsleistung (P_F) des Windparks auf einer Windparkrecheneinheit des Windparks durchgeführt wird, wobei insbesondere - die Windparkrecheneinheit mit einer unterbrechungsfreien Stromversorgung versehen ist, und die Windparkrecheneinheit im Falle eines Netzausfalls des elektrischen Versorgungsnetzes die Bestimmung der Erwartungsleistung unter Verwendung der unterbrechungsfreien Stromversorgung fortsetzt und an einen bzw. den Netzbetreiber überträgt.
Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass beim Vorhersagevergleich als Vorhersagegröße - die vorbestimmte Winderwartungsgröße (P_MO) oder - die Erwartungsleistung (P_F), - mit der aktuellen Windgröße (P_M), verglichen wird.
Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass - die Winderwartungsgröße (P_MO) mittels eines Wettermodells aus der Wettervorhersage bestimmt wird, und optional - eine idealisierte Einspeiseleistung (P_i) mittels eines Windleistungsmodells aus der Winderwartungsgröße bestimmt wird, und, - wenn die idealisierte Einspeiseleistung (P_i) bestimmt wird, die Erwartungsleistung (P_F) mittels eines Verfügbarkeitsmodells aus der idealisierten Einspeiseleistung (P_i) bestimmt wird, andernfalls - die Erwartungsleistung (P_F) mittels eines Parkmodells aus der Winderwartungsgröße bestimmt wird, wobei insbesondere - die Erwartungsleistung (P_F) unter Verwendung eines bzw. des Leistungsschätzers bestimmt wird und der Leistungsschätzer wenigstens ein Modell ist oder umfasst aus der Liste bestehend aus - dem Wettermodell, - dem Windleistungsmodell, - dem Verfügbarkeitsmodell und - dem Parkmodell.
Verfahren nach Anspruch 12, dadurch gekennzeichnet, dass - das Wettermodell mittels einer Wettermodelladaption als eine der wenigstens einen Anpassungsvorschriften adaptiert wird, - ggf. das Windleistungsmodell mittels einer Windleistungsmodelladaption als eine der wenigstens einen Anpassungsvorschriften adaptiert wird, - ggf. das Verfügbarkeitsmodell mittels einer Verfügbarkeitsmodelladaption als eine der wenigstens einen Anpassungsvorschriften adaptiert wird, und/oder - ggf. das Parkmodell mittels einer Parkmodelladaption als eine der wenigstens einen Anpassungsvorschriften adaptiert wird.
Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass - der Leistungsschätzer, insbesondere zum Bestimmen der idealisierten Einspeiseleistung oder der Erwartungsleistung, als neuronales Netz ausgebildet ist, wobei - das neuronale Netz in einem Off-Line Verfahren trainiert wird, insbesondere, dass - das neuronale Netz mit meteorologischen Messwerten des Windparks trainiert wird, und - zum Bestimmen der idealisierten Einspeiseleistung bzw. der Erwartungsleistung das trainierte neuronale Netz verwendet wird.
Windpark zum Einspeisen elektrischer Leistung in ein elektrisches Versorgungsnetz, wobei der Windpark - an einem Netzanschlusspunkt angeschlossen ist, um elektrische Leistung in das elektrische Versorgungsnetz einzuspeisen und - eine Schätzeinrichtung aufweist, um eine Erwartungsleistung (P_F) für einen vorbestimmten Einspeisezeitraum zu bestimmen, wobei - die Erwartungsleistung einen Wert einer Leistung oder einen zeitlichen Verlauf einer Leistung angibt, von der zu erwarten ist, dass sie dem wenigstens einen Windpark in dem vorbestimmten Einspeisezeitraum als Leistung aus Wind zur Verfügung steht, insbesondere als Summe aller Rotorleistungen aller Windenergieanalgen des Windparks und/oder als einspeisbare Leistung des Windparks, und wobei - eine Evaluierungseinrichtung vorgesehen ist, um für die Erwartungsleistung eine Erwartungsgenauigkeit zu bestimmen, die ein Maß dafür ist, wie genau die Leistung im Einspeisezeitraum die Erwartungsleistung erreicht, und/oder wobei - die Schätzeinrichtung zum Bestimmen der Erwartungsleistung (P_F) - einen Winderwartungsschätzer umfasst, der dazu vorbereitet ist, wenigstens eine für die zu erwartende Windgeschwindigkeit repräsentative Winderwartungsgröße (P_MO) mit Hilfe einer Wettervorhersage zu bestimmen oder zu verifizieren, und - eine Korrektureinheit umfasst, die dazu vorbereitet ist, die Winderwartungsgröße ausgehend von der Wettervorhersage zusätzlich mittels einer Korrekturvorschrift abhängig lokaler Wetterdaten und/oder Betriebsdaten des Windparks zu bestimmen, wobei - die Schätzeinrichtung dazu vorbereitet ist, die Erwartungsleistung (P_F) basierend auf der Winderwartungsgröße (P_MO) zu bestimmen.
Windpark nach Anspruch 15, dadurch gekennzeichnet, dass - der Winderwartungsschätzer dazu vorbereitet ist, wiederkehrend oder kontinuierlich die Winderwartungsgröße (P_MO) mit Hilfe einer Wettervorhersage jeweils für einen Vergleichszeitraum vorzubestimmen, und wobei - der Windpark eine Vergleichseinheit umfasst, um zu jedem Vergleichszeitraum, zu dem die Winderwartungsgröße (P_MO) vorbestimmt wurde, einen Vorhersagevergleich durchzuführen, bei dem eine Vorhersagegröße (P_MO, P_F, P_i) mit einer aktuellen Windgröße (P_M), die für die aktuelle Windgeschwindigkeit des jeweiligen Vergleichszeitraums repräsentativ ist, verglichen wird und wobei - eine Anpassungseinheit vorgesehen ist, um aus dem Vorhersagevergleich wenigstens eine Anpassungsvorschrift zu bestimmen, um die Erwartungsleistung (P_F) mittels der wenigstens einen Anpassungsvorschrift zu verbessern.
Windpark nach Anspruch 15 oder 16, dadurch gekennzeichnet, dass - er dazu vorbereitet ist, wenigstens ein Verfahren gemäß einem der Ansprüche 1 bis 14 durchzuführen, insbesondere dass - ein zentraler Parkrechner vorgesehen ist zum Ausführen des Verfahrens, insbesondere so, dass das wenigstens eine Verfahren auf dem Parkrechner implementiert ist.