DE102019117985A1 - Verfahren zur Optimierung der technischen Betriebsführung einzelner Windenergieanlagen eines Windparks - Google Patents

Abstract

Die Erfindung betrifft ein Verfahren für einen Leitstand eines eine Vielzahl an Windenergieanlagen (WE; WE1, ..., WE4) umfassenden Windenergieparks zur Optimierung der technischen Betriebsführung der einzelnen Windenenergieanlagen (WE; WE1, ..., WE4), wobei der Leitstand mit einer Vielzahl von einzelnen Windenergieanlagen (WE; WE1, ..., WE4) verbunden ist und zumindest eine Datenverarbeitungsanlage umfasst,- wobei von den einzelnen Windenergieanlagen (WE; WE1, ..., WE4) zu einzelnen Zeitpunkten jeweils Statusmeldungen an den Leitstand übermittelt werden, die zumindest die folgenden Informationen enthalten:- einen Zeitstempel,- Betriebsinformationen betreffend die jeweilige Windenergieanlage (WE; WE1, ..., WE4), insbesondere die abgegebene Leistung (P), die Gondelausrichtung, Statuscodes, etc.,- Wetterinformationen betreffend den Standort der jeweiligen Windenergieanlage (WE; WE1, ..., WE4), insbesondere die Windgeschwindigkeit (vW), Windrichtung (WR), Niederschlagsintensität (N) und/oder Sonneneinstrahlung (SI), und- gegebenenfalls von der jeweiligen Windenergieanlage (WE; WE1, ..., WE4) vorgegebene Fehlercodes und/oder Zustandscodes (C), die den Zustand der jeweiligen Windenergieanlage (WE; WE1, ..., WE4) beschreiben,- wobei für jede einzelne Windenergieanlage (WE; WE1, ..., WE4) Stammdaten vorgegeben werden, die Leistungsparameter sowie Vorgaben hinsichtlich der technischen Betriebsführung, insbesondere zwingende Regulierungsgründe für die Abschaltung oder für die Drosselung der jeweiligen Windenergieanlage (WE; WE1, ..., WE4), beschreiben,- wobei eine automatisierte Klassifikation der in den einzelnen Statusmeldungen enthaltenen Informationen vorgenommen wird, wobei unterschieden wird, ob die jeweilige Windenergieanlage (WE; WE1, ..., WE4) einen normalen Betriebszustand (NB; NB1, ..., NB7) oder einen davon abweichenden anomalen Betriebszustand (AB; AB1, ..., AB8) aufweist,- wobei bei Vorliegen einer der zum Erstellungszeitpunkt der jeweiligen Statusmeldung vorherrschenden Windgeschwindigkeit (vW) und Windrichtung (WR) entsprechenden Erzeugung von Leistung ein normaler Betriebszustand (NB; NB1, ..., NB7) der jeweiligen Windenergieanlage (WE; WE1, ..., WE4) detektiert wird und- wobei andernfalls das Vorliegen eines anomalen Betriebszustands (AB; AB1, ..., AB8) detektiert wird, wobei ein Abgleich der in der jeweiligen Statusmeldung enthaltenen

Description

• Die Erfindung betrifft ein Verfahren für einen Leitstand eines eine Vielzahl an Windenergieanlagen umfassenden Windenergieparks zur Optimierung der technischen Betriebsführung der einzelnen Windenenergieanlagen.
• Eine typische Aufgabe in der technischen Betriebsführung von Kraftwerken wie beispielsweise Windenergieanlagen ist das Protokollieren von Ereignissen bzw. anomalen Betriebszuständen zur Anlagenüberwachung im operativen Betrieb. Ereignisse bzw. anomale Betriebszustände sind meist ungewollte Zustände, welche zu einer Betriebsunterbrechung führen. Derartige anomale Betriebszustände können beispielsweise durch technische Störungen hervorgerufene Stillstände oder Leistungsreduktionen sein. Bei anomalen Betriebszuständen kann es sich jedoch auch um Stillstände, die nicht durch technische Störungen bedingt sind, handeln, die beispielsweise in Verbindung mit Umwelteinflüssen wie Vereisung und Sturm, Netzableitungsproblemen, Netzengpässen oder Behördenauflagen, beispielsweise zum Fledermausschutz oder Sektormanagement, bedingt sein.
• Derartige, nicht durch technische Störungen bedingte, anomale Betriebszustände können mittlerweile insbesondere bei Windenergieanlagen einen Großteil der Abschaltungen darstellen. Daher ist es für den Betreiber einer Windenergieanlage bzw. dessen technischen Betriebsführer notwendig, alle anomalen Betriebszustände zu dokumentieren, um beispielsweise Performance-Kennzahlen für die jeweilige Windenergieanlage berechnen oder bei technischen Störungen rechtzeitig eine Instandsetzung vornehmen zu können. Das Protokollieren von anomalen Betriebszuständen mit deren exakter Start- und Endzeit bzw. der Kategorisierung der Störungsart stellt einen erheblichen zeitlichen Aufwand für die Mitarbeiter des Leitstands dar, da die Tätigkeit des Erfassens bzw. Kategorisierens der anomalen Betriebszustände bisher manuell durchgeführt wird. Dies führt dazu, dass durch technische Störungen bedingte anomale Betriebszustände nicht immer rechtzeitig erkannt werden können, sodass eine Instandsetzung der jeweiligen Windenergieanlage oft erst verspätet vorgenommen werden kann, was zu einer verringerten Leistungseinspeisung führt.
• Aufgabe der Erfindung ist es daher, ein Verfahren bereitzustellen, das eine rasche und zuverlässige Detektion von anomalen Betriebszuständen und gleichzeitig eine Untersuchung der ermittelten anomalen Betriebszustände auf das Vorliegen einer technischen Störung ermöglicht.
• Die Erfindung löst diese Aufgabe mit einem Verfahren für einen Leitstand eines, eine Vielzahl an Windenergieanlagen umfassenden, Windenergieparks zur Optimierung der technischen Betriebsführung der einzelnen Windenenergieanlagen, wobei der Leitstand mit einer Vielzahl von einzelnen Windenergieanlagen verbunden ist und zumindest eine Datenverarbeitungsanlage umfasst, mit den Merkmalen von Patentanspruch 1. Erfindungsgemäß ist dabei vorgesehen,
• - dass von den einzelnen Windenergieanlagen zu einzelnen Zeitpunkten jeweils Statusmeldungen an den Leitstand übermittelt werden, die zumindest die folgenden Informationen enthalten:
  • - einen Zeitstempel,
  • - Betriebsinformationen betreffend die jeweilige Windenergieanlage, insbesondere die abgegebene Leistung, die Gondelausrichtung, Statuscodes, etc.,
  • - Wetterinformationen betreffend den Standort der jeweiligen Windenergieanlage, insbesondere die Windgeschwindigkeit, Windrichtung, Niederschlagsintensität und/oder Sonneneinstrahlung, und
  • - gegebenenfalls von der jeweiligen Windenergieanlage vorgegebene Fehlercodes und/oder Zustandscodes, die den Zustand der jeweiligen Windenergieanlage beschreiben,
• - dass für jede einzelne Windenergieanlage Stammdaten vorgegeben werden, die Leistungsparameter sowie Vorgaben hinsichtlich der technischen Betriebsführung, insbesondere zwingende Regulierungsgründe für die Abschaltung oder für die Drosselung der jeweiligen Windenergieanlage, beschreiben,
• - dass eine automatisierte Klassifikation der in den einzelnen Statusmeldungen enthaltenen Informationen vorgenommen wird, wobei unterschieden wird, ob die jeweilige Windenergieanlage einen normalen Betriebszustand oder einen davon abweichenden anomalen Betriebszustand aufweist,
• - dass bei Vorliegen einer der zum Erstellungszeitpunkt der jeweiligen Statusmeldung vorherrschenden Windgeschwindigkeit und Windrichtung entsprechenden Erzeugung von Leistung ein normaler Betriebszustand der jeweiligen Windenergieanlage detektiert wird und
• - dass andernfalls das Vorliegen eines anomalen Betriebszustands detektiert wird, wobei ein Abgleich der in der jeweiligen Statusmeldung enthaltenen Informationen mit den Stammdaten der jeweiligen Windenergieanlage vorgenommen wird und auf Grundlage des Abgleichs ermittelt wird, ob eine technische Störung der Windenergieanlage vorliegt.
• Durch die automatisierte Verarbeitung bzw. Klassifikation der einzelnen Statusmeldungen der Windenergieanlage wird einerseits eine Reduktion des manuellen Arbeitsaufwands am Leitstand erzielt. Dies führt nicht nur zu einer erheblichen Effizienzsteigerung, sondern auch zu einer Erhöhung der Betriebssicherheit der einzelnen Windenergieanlagen durch eine zuverlässigere Detektion von anomalen Betriebszuständen und gegebenenfalls technischen Störungen, da eine manuelle Bearbeitung mit einer gewissen Fehleranfälligkeit behaftet ist. Auf diese Weise können technische Störungen zuverlässig erkannt werden, sodass es zu einer Performance-Steigerung der zu überwachenden Windenergieanlage kommt, da bei Detektion einer technischen Störung unmittelbar eine Problembehebung veranlasst werden kann.
• Unter einem normalen Betriebszustand wird in diesem Zusammenhang verstanden, dass von der jeweiligen Windenergieanlage eine der zum Erstellungszeitpunkt der jeweiligen Statusmeldung vorherrschenden Windgeschwindigkeit und Windrichtung entsprechende Leistung erzeugt wird.
• Eine besonders rasche Behebung von technischen Störungen bei einer Windenergieanlage kann gewährleistet werden, wenn auf technische Störungen der jeweiligen Windenergieanlage zurückzuführenden anomale Betriebszustände einem Operator des Leitstands, insbesondere unmittelbar, zur Kenntnis gebracht werden.
• Eine besonders zuverlässige Detektion des Beginns bzw. des Endes eines jeweiligen anomalen Betriebszustands kann sichergestellt werden, wenn
• - innerhalb einer zeitlichen Abfolge von Statusmeldungen als Beginn eines jeweiligen anomalen Betriebszustands jeweils der Erstellungszeitpunkt derjenigen Statusmeldung, deren Informationen folgend auf einen detektierten normalen Betriebszustands der Windkraftanlage einen anomalen Zustand der Windkraftanlage indizieren, festgelegt wird,
• - als Ende des jeweiligen anomalen Betriebszustands der Erstellungszeitpunkt derjenigen Statusmeldung, auf die eine Statusmeldung folgt, deren Informationen einen normalen Betriebszustand der jeweiligen Windkraftanlage indizieren, festgelegt wird, und
• - gegebenenfalls jeweils die Dauer des anomalen Betriebszustands der jeweiligen Windkraftanlage abgeleitet wird.
• Eine besonders zuverlässige Detektion von anomalen Betriebszuständen, die nicht auf technische Störungen, sondern diverse Regulierungsgründe zurückzuführen sind, kann erzielt werden, wenn in den Stammdaten Informations-Konstellationen für vorgegebene Regulierungsgründe hinterlegt werden, wobei das Eintreten der jeweiligen Informations-Konstellation der einzelnen Regulierungsgründe eine Abschaltung oder Drosselung der jeweiligen Windenergieanlage bedingt.
• Unter „Regulierungsgründen“ sind im Zusammenhang mit der Erfindung alle Gründe für eine Leistungsdrosselung oder Abschaltung einer jeweiligen Windenergieanlage zu verstehen, die keine technische Störung sind. Derartige, nicht störungsbedingte, Gründe für eine Leistungsdrosselung oder Abschaltung einer jeweiligen Windenergieanlage können beispielsweise Behördenauflagen, Auflagen des Netzbetreibers oder ein Überschreiten der technischen Spezifikationen der jeweiligen Windenergieanlage sein.
• Eine weitere Verbesserung der Detektion von anomalen Betriebszuständen, die nicht auf technische Störungen zurückzuführen sind, kann erzielt werden,
• - wenn bei Detektion eines anomalen Betriebszustands die in der jeweiligen Statusmeldung enthaltenen Informationen mit den in den Stammdaten hinterlegten Informations-Konstellationen vorgegebener Regulierungsgründe abgeglichen werden und
• - wenn bei Übereinstimmung der jeweils vorliegenden Konstellation an Informationen mit einer hinterlegten Informations-Konstellation eines vorgegebenen Regulierungsgrunds der jeweilige Regulierungsgrund dem anomalen Betriebszustand zugeordnet, und insbesondere in einer Status-Protokolldatei der jeweiligen Windenergieanlage hinterlegt, wird.
• Eine besonders zuverlässige Ermittlung von anomalen Betriebszuständen, die auf technische Störungen zurückzuführen sind, kann gewährleistet werden,
• - wenn bei Detektion eines anomalen Betriebszustands die in der jeweiligen Statusmeldung enthaltenen Informationen mit den in den Stammdaten hinterlegten Informations-Konstellationen für vorgegebene Regulierungsgründe abgeglichen werden und
• - wenn bei fehlender Übereinstimmung der jeweils vorliegenden Konstellation an Informationen mit einer hinterlegten Informations-Konstellation eines vorgegebenen Regulierungsgrunds erkannt wird, dass der anomale Betriebszustand der jeweiligen Windenergieanlage durch eine technische Störung bedingt ist,
wobei insbesondere vorgesehen ist, dass das Vorliegen einer technischen Störung dem anomalen Betriebszustand zugeordnet und in einer Status-Protokolldatei der jeweiligen Windenergieanlage hinterlegt wird.
• Eine besonders sichere Detektion von anomalen Betriebszuständen, die auf eine Schallabschaltung oder -drosselung zurückzuführen sind, kann erzielt werden,
• - wenn für den Regulierungsgrund einer Schalldrosselung Vorgaben hinsichtlich folgender Informationen in den Stammdaten hinterlegt werden:
  • - des Zeitstempels, insbesondere des Start- und Endzeitpunkts,
  • - des Betriebsmodus
  • - der Betriebsinformationen, insbesondere der maximal abgegebenen Leistung, und
  • - der Wetterinformationen, insbesondere einer Windgeschwindigkeit und/oder zumindest einer Windrichtung,
• - wenn beim Abgleich der in der jeweiligen Statusmeldung enthaltenen Informationen mit den Stammdaten der jeweiligen Windenergieanlage (WE; WE₁ , ..., WE₄ ) überprüft wird, ob die aktuellen Informationen den für den Regulierungsgrund einer Schallabschaltung oder -drosselung hinterlegten Vorgaben entsprechen und
• - wenn bei einer Übereinstimmung festgestellt wird, dass der Regulierungsgrund einer Schallabschaltung oder -drosselung vorliegt.
• Eine besonders effektive Ermittlung von anomalen Betriebszuständen, die auf eine Schattenabschaltung zurückzuführen sind, kann gewährleistet werden, wenn für den Regulierungsgrund einer Schattenabschaltung Vorgaben hinsichtlich folgender Informationen in den Stammdaten hinterlegt werden:
• - des Zeitstempels, insbesondere des Beginn- und Endtags, und
• - der Wetterinformationen, insbesondere der Sonneneinstrahlung und Einstrahlwinkel,
• - wenn beim Abgleich der in der jeweiligen Statusmeldung enthaltenen Informationen mit den Stammdaten der jeweiligen Windenergieanlage überprüft wird, ob die aktuellen Informationen den für den Regulierungsgrund einer Schattenabschaltung hinterlegten Vorgaben entsprechen und
• - wenn bei einer Übereinstimmung festgestellt wird, dass der Regulierungsgrund einer Schattenabschaltung vorliegt.
• Eine besonders sichere Detektion von durch eine Turbulenzabschaltung oder -drosselung bedingten anomalen Betriebszuständen kann erzielt werden, wenn für den Regulierungsgrund einer Turbulenzabschaltung oder -drosselung Vorgaben hinsichtlich folgender Informationen in den Stammdaten hinterlegt werden:
• - der Wetterinformationen, insbesondere der Windgeschwindigkeit und/oder zumindest einer Windrichtung und/oder zumindest eines Windrichtungssektors, und
• - der Betriebsinformationen, insbesondere der maximal abgegebenen Leistung,
• - wenn beim Abgleich der in der jeweiligen Statusmeldung enthaltenen Informationen mit den Stammdaten der jeweiligen Windenergieanlage überprüft wird, ob die aktuellen Informationen den für den Regulierungsgrund einer Turbulenzabschaltung oder -drosselung hinterlegten Vorgaben entsprechen und
• - wenn bei einer Übereinstimmung festgestellt wird, dass der Regulierungsgrund einer Turbulenzabschaltung oder -drosselung vorliegt.
• Eine zuverlässige Detektion von anomalen Betriebszuständen, die durch eine Fledermausabschaltung bedingt sind, kann gewährleistet werden, wenn für den Regulierungsgrund einer Fledermausabschaltung Vorgaben hinsichtlich folgender Informationen in den Stammdaten hinterlegt werden:
• - des Zeitstempels, insbesondere des Start- und Endzeitpunkts, und
• - der Wetterinformationen, insbesondere der Windgeschwindigkeit und/oder der Niederschlagsintensität und/oder der Temperatur, und
• - der Betriebsinformationen, insbesondere der maximal abgegebenen Leistung,
• - wenn beim Abgleich der in der jeweiligen Statusmeldung enthaltenen Informationen mit den Stammdaten der jeweiligen Windenergieanlage überprüft wird, ob die aktuellen Informationen den für den Regulierungsgrund einer Fledermausabschaltung hinterlegten Vorgaben entsprechen und
• - wenn bei einer Übereinstimmung festgestellt wird, dass der Regulierungsgrund einer Fledermausabschaltung vorliegt.
• Eine besonders effektive Ermittlung von anomalen Betriebszuständen, die durch eine Einspeiseregelung bedingt sind, kann gewährleistet werden, wenn für den Regulierungsgrund einer Einspeiseregelung Vorgaben hinsichtlich folgender Informationen in den Stammdaten hinterlegt werden:
• - des Zeitstempels, insbesondere des Start- und Endzeitpunkts,
• - der Betriebsinformationen, insbesondere der maximal abgegebenen Leistung und
• - dass beim Abgleich der in der jeweiligen Statusmeldung enthaltenen Informationen mit den Stammdaten der jeweiligen Windenergieanlage überprüft wird, ob die aktuellen Informationen den für den Regulierungsgrund einer Einspeiseregelung hinterlegten Vorgaben entsprechen und
• - dass bei einer Übereinstimmung festgestellt wird, dass der Regulierungsgrund einer Einspeiseregelung vorliegt.
• Eine besonders sichere Detektion von anomalen Betriebszuständen, die auf ein Anlagenmanagement zurückzuführen sind, kann erzielt werden, wenn für den Regulierungsgrund eines Anlagenmanagements Vorgaben hinsichtlich folgender Informationen in den Stammdaten hinterlegt werden:
• - des Zeitstempels, insbesondere des Start- und Endzeitpunkts und/oder der maximalen Dauer, gegebenenfalls hinsichtlich
• - zumindest ein Fehlercode und/oder Zustandscode und
• - der Wetterinformationen, insbesondere der Windgeschwindigkeit, und Windrichtung
• - der Betriebsinformationen, insbesondere der maximal abgegebenen Leistung,
• - wenn beim Abgleich der in der jeweiligen Statusmeldung enthaltenen Informationen mit den Stammdaten der jeweiligen Windenergieanlage überprüft wird, ob die aktuellen Informationen den für den Regulierungsgrund eines Anlagenmanagements hinterlegten Vorgaben entsprechen und
• - wenn bei einer Übereinstimmung festgestellt wird, dass der Regulierungsgrund eines Anlagenmanagements vorliegt.
• Weitere Vorteile und Ausgestaltungen der Erfindung ergeben sich aus der Beschreibung und den beiliegenden Zeichnungen.
• Besonders vorteilhafte, aber nicht einschränkend zu verstehende Ausführungsbeispiele der Erfindung werden im Folgenden anhand der beiliegenden Zeichnungen schematisch dargestellt und unter Bezugnahme auf die Zeichnungen beispielhaft beschrieben.
• Im Folgenden zeigen schematisch:
• 1 ein Ausführungsbeispiel eines erfindungsgemäßen Verfahrens anhand beispielhafter Daten und Messwerte einer Windenergieanlage, die an einem Leitstand eines Windenergieparks einlangen, und
• 2 ein Beispiel für das Auftreten von Turbulenzen durch den Windschatten einer benachbarten Windenergieanlage.
• Anhand von 1 wird im Folgenden ein Ausführungsbeispiel eines erfindungsgemäßen Verfahrens für einen Leitstand eines Windenergieparks beschrieben, der eine Vielzahl an Windenergieanlagen WE umfasst. Der Leitstand des Windenergieparks ist, wie in 2 schematisch dargestellt, mit den einzelnen Windenergieanlagen, im gezeigten Ausführungsbeispiel sind dies die vier Windenergieanlagen WE₁ , ..., WE₄ , verbunden.
• Daten wie physikalische Messwerte, die von den einzelnen Windenergieanlagen WE₁ , ..., WE₄ selbst ermittelt werden, oder auch beispielsweise wetterbedingte Parameter, die in der Umgebung der einzelnen Windenergieanlagen WE₁ , ..., WE₄ erfasst werden, werden an den Leitstand und die Betriebsführungssoftware übermittelt. Der Leitstand umfasst zumindest eine Datenverarbeitungsanlage mit Hilfe derer ein erfindungsgemäßes Verfahren zur Optimierung der technischen Betriebsführung der einzelnen Windenergieanlagen WE₁ , ..., WE₄ durchgeführt wird.
• Ein erfindungsgemäßes Verfahren zur Optimierung der technischen Betriebsführung der einzelnen Windenergieanlagen eines Windenergieparks folgt grundsätzlich folgendem Ablauf: Von den einzelnen Windenergieanlagen WE₁ , ..., WE₄ werden zu einzelnen Zeitpunkten jeweils Statusmeldungen an den Leitstand bzw. an die Betriebsführungssoftware übermittelt, die zumindest die folgenden Informationen enthalten: einen Zeitstempel, Betriebsinformationen betreffend die jeweilige Windenergieanlage WE₁ , ..., WE₄ wie die erzeugte Leistung P, die Gondelausrichtung etc., Wetterinformationen betreffend den Standort der jeweiligen Windenergieanlage WE₁ , ..., WE₄ und gegebenenfalls von der jeweiligen Windenergieanlage WE₁ , ..., WE₄ vorgegebene Fehlercodes und/oder Zustandscodes C.
• 1 zeigt schematisch einen Ausschnitt aus derartigen Statusmeldungen, die zu einzelnen Zeitpunkten von der Windenergieanlage WE₄ an den Leitstand übermittelt werden. Die Datenübermittlung kann kontinuierlich, in regelmäßigen vorgegebenen Zeitintervallen oder bei Eintreten verschiedener vorgegebener Zustände, für die beispielsweise ein Fehlercode oder Zustandscode C von der Windenergieanlage WE₄ vorgegeben ist, erfolgen.
• Bei einem erfindungsgemäßen Verfahren werden weiters für jede einzelne Windenergieanlage WE₁ , ..., WE₄ des Windenergieparks Stammdaten vorgegeben, die Leistungsparameter sowie Vorgaben hinsichtlich der technischen Betriebsführung beschreiben. Dabei kann es sich beispielsweise um zwingende Regulierungsgründe handeln, bei denen eine Abschaltung oder Drosselung der jeweiligen Windenergieanlage WE₁ , ..., WE₄ vorzunehmen ist. Die Stammdaten können beispielsweise in der Datenverarbeitungsanlage des Leitstands hinterlegt sein.
• Anschließend werden die einzelnen, am Leitstand einlangenden, Statusmeldungen bzw. die darin enthaltenen Informationen automatisiert klassifiziert, wobei unterschieden wird, ob diejenigen Informationen, die denselben Zeitstempel aufweisen bzw. demselben Zeitraum zugeordnet sind, in ihrer Kombination darauf hinweisen, dass die jeweilige Windenergieanlage WE₁ , ..., WE₄ einen normalen Betriebszustand NB oder einen davon abweichenden anomalen Betriebszustand AB aufweist.
• Unter einem normalen Betriebszustand NB wird in diesem Zusammenhang verstanden, dass von der jeweiligen Windenergieanlage WE₁ , ..., WE₄ eine der zum Erstellungszeitpunkt der jeweiligen Statusmeldung vorherrschenden Windgeschwindigkeit v_W und Windrichtung WR entsprechende Leistung P erzeugt wird.
• Wird bei der Klassifikation festgestellt, dass die Statusmeldungen bzw. die darin enthaltenen Informationen indizieren, dass keine der Windgeschwindigkeit v_W und Windrichtung WR entsprechende Leistung P von der jeweiligen Windenergieanlage WE₁ , ..., WE₄ erzeugt wird, wird das Vorliegen eines anomalen Betriebszustands AB detektiert. In diesem Fall wird ein Abgleich der in der jeweiligen Statusmeldung enthaltenen Informationen mit den Stammdaten, die für die jeweilige Windenergieanlage WE₁ , ..., WE₄ hinterlegt sind, vorgenommen und auf Grundlage dieses Abgleichs ermittelt, ob eine technische Störung der betreffenden Windenergieanlage WE₁ , ..., WE₄ vorliegt.
• Dies bedeutet beispielsweise, dass bei Detektion eines anomalen Betriebszustands AB die in der jeweiligen Statusmeldung enthaltenen Informationen mit Informations-Konstellationen, die in den Stammdaten der jeweiligen Windenergieanlage WE₁ , ..., WE₄ hinterlegt sind, abgeglichen werden. Derartige Informations-Konstellationen, also vorgegebene Kombinationen an Zeitstempel, Betriebsinformationen, Wetterinformation und gegebenenfalls Fehler- und/oder Zustandscodes C können für verschiedene Regulierungsgründe in den Stammdaten einer jeweiligen Windenergieanlage WE₁ , ..., WE₄ hinterlegt sein.
• Stimmt die jeweils aktuell vorliegende Konstellation an Informationen mit einer hinterlegten Informations-Konstellation eines vorgegebenen Regulierungsgrunds überein, wird dieser Regulierungsgrund dem anomalen Betriebszustand AB zugeordnet und erkannt, dass es sich also nicht um eine technische Störung, sondern um eine beabsichtigte Abschaltung oder Drosselung der Windenergieanlage WE₁ , ..., WE₄ aufgrund einer, beispielsweise externen, Vorgabe handelt.
• Wie zuvor erwähnt, können in den Stammdaten Informations-Konstellationen für eine Vielzahl bestimmter, vorgegebener nicht störungsbedingter Regulierungsgründe hinterlegt werden, bei denen automatisiert eine Abschaltung oder Drosselung der Windenergieanlage WE₁ , ..., WE₄ erfolgt. Derartige Regulierungsgründe können auf behördliche oder Umweltschutzauflagen zurückzuführen sein, durch Baugenehmigungsauflagen, Netzeinspeisevorgaben oder Wartungsarbeiten im Zuge des Anlagenmanagements bedingt sein, aber auch Umweltbedingungen welche die technische Spezifikation einer Anlage überschreiten.
• Im Folgenden werden einige Beispiele für Einsenkungen oder Leistungsreduktion angeführt, die durch vorgegebene Regulierungsgründe und die damit verbundenen Informations-Konstellationen bedingt und nicht auf eine technische Störung der jeweiligen Windenergieanlage WE zurückzuführen sind. Die damit verbundenen Informations-Konstellationen sind mit den im Ausführungsbeispiel in 1 beispielhaft verwendeten Parameterwerten bzw. -bereichen in den Stammdaten der Windenergieanlage WE₄ hinterlegt.
• Eine Leistungsreduktion bedingt durch den Regulierungsgrund „Schalldrosselung“ erfolgt beispielsweise, wenn die in den Stammdaten der Windenergieanlage WE₄ hinterlegten Vorgaben hinsichtlich folgender Informationen erfüllt sind:
• - Vorgaben hinsichtlich des Zeitstempels, wobei im Ausführungsbeispiel der Start- und Endzeitpunkt einer derartigen Schalldrosselung z.B. mit 23:00 Uhr abends und 4:00 Uhr morgens festgelegt sind,
• - Vorgaben hinsichtlich der Betriebsinformationen, beispielsweise das Aktivieren eines schalloptimierten Betriebsmodus, und
• - Vorgaben hinsichtlich der Wetterinformationen, wobei im gezeigten Ausführungsbeispiel Vorgaben hinsichtlich z.B. eines Windrichtungssektors S hinterlegt sind. Kommt der Wind aus dem Windrichtungssektor S₁, so erfolgt im Ausführungsbeispiel in 1 eine Schalldrosselung zwischen den vorgegebenen Start- und Endzeiten.
• Unter einem schalloptimierten Betriebsmodus wird in diesem Zusammenhang verstanden, dass die Schallerzeugung der jeweiligen Windenergieanlage WE um z.B. 1,5 dB reduziert wird, indem beispielsweise mit einem verringerten Wirkungsgrad Leistung erzeugt oder die Windenergieanlage gedrosselt wird.
• Optional können zusätzlich oder alternativ dazu auch Vorgaben hinsichtlich der Windrichtung WR, der Schall-Leistungs-Kennlinie, die ein anlagenspezifischer Parameter ist und für jeden Windenergieanlagentyp variiert, oder ein Zustandscode C, in 1 ist dies der Zustandscode C „208“, in den Stammdaten hinterlegt sein.
• Diese Festlegung des Regulierungsgrunds einer schalloptimierten Betriebsweise stellt sicher, dass während der Nachtstunden keine unerwünschte Lärmbelästigung durch die jeweilige Windenergieanlage entsteht, da diese schallemissionstechnisch günstiger betrieben wird.
• Im gezeigten Ausführungsbeispiel sind auch Vorgaben für eine Leistungsreduktion aufgrund des Regulierungsgrunds „Schattenabschaltung“ in den Stammdaten der Windenergieanlage WE₄ hinterlegt. Folgende Informations-Konstellationen sind dafür in den Stammdaten umfasst:
• - Vorgaben hinsichtlich des Zeitstempels, d.h. im beschriebenen Ausführungsbeispiel z.B. ein Beginntag und ein Endtag, zwischen denen ein zur Windenergieanlage WE₄ benachbartes Siedlungsgebiet durch den Schattenwurf der Windenergieanlage WE₄ beeinträchtigt wird, und
• - Vorgaben hinsichtlich der Wetterinformationen, insbesondere der Sonneneinstrahlung S, und des Einstrahlwinkels der Sonne. Die Bewertung der Lichtintensität und des Sonnenstandes nimmt üblicherweise ein in der jeweiligen Windenergieanlage integriertes Schattenmodul vor, welches auch Abschalt- und Einschaltbefehle an die Windkraftanlage schickt., da eine Schattenabschaltung nicht erforderlich ist, wenn der Himmel beispielsweise stark bewölkt ist.
• Optional können auch ein Tagesmaximum in Stunden, ein Monatsmaximum in Stunden und ein Jahresmaximum ebenfalls in Stunden für die Dauer einer Schattenabschaltung definiert sein. Eine Schattenabschaltung kann beispielsweise höchstens eine Stunde vor und nach dem Sonnenauf- bzw. -untergang erfolgen, da in bestimmten Zeiträumen des Jahres die Sonne knapp über dem Horizont steht und die jeweilige Windenergieanlage in diesem Fall besonders störende Schatten erzeugt.
• Ein weiterer Grund für eine Leistungsreduktion oder Abschaltung können auftretende Turbulenzen sein. Für diesen Regulierungsgrund einer „Turbulenzabschaltung bzw. -drosselung“ können, Vorgaben in den Stammdaten der Windenergieanlage WE₄ hinterlegt sein, die folgende Informationen betreffen:
• - die Wetterinformationen, d.h. im gezeigten Ausführungsbeispiel Vorgaben hinsichtlich z.B. der Windgeschwindigkeit v_W, und zumindest einer Windrichtung WR oder einem Windrichtungssektor S, und
• - die Betriebsinformationen, beispielsweise eine maximal abgegebene Leistung P die in dem Zeitraum vorliegen darf, solange der Wind eine höhere Windgeschwindigkeit v_W aufweist, als eine kritische Turbulenzgeschwindigkeit.
• Im Ausführungsbeispiel sind für die Windenergieanlage WE₄ ein Windgeschwindigkeitsgrenzwert von Einschaltwindgeschwindigkeit, ein kritischer Windrichtungssektor S₃, und als kritische Windrichtung Nord festgelegt.
• 2 zeigt dabei ein Beispiel für ein gefährliches Einwirken von Wind in einer bestimmten Windrichtung WR bzw. einem bestimmten Windrichtungssektor S₃ auf die Windenergieanlage WE₄ . Wirkt beispielsweise, wie in 2 dargestellt, der Wind aus der Windrichtung Nord auf den Ausschnitt des Windenergieparks ein, wird der Wind von den Windenergieanlagen WE₁ und WE₂ derart beeinflusst, dass der Windschatten der Windenergieanlagen WE₁ und WE₂ die Windenergieanlagen WE₃ und WE₄ beschädigen könnte. Für eine Windenergieanlage können auch mehrere Windrichtungssektoren S₁, ..., S₄ festgelegt sein, für die unterschiedliche Maximalleistungen definiert sind.
• Ein weiterer, nicht störungsbedingter, Grund für eine Leistungsreduktion bzw. Abschaltung kann eine Sturmabschaltung der Windenergieanlage WE₄ betreffen. Im gezeigten Ausführungsbeispiel in 1 sind für den Regulierungsgrund „Sturmabschaltung“ Vorgaben hinsichtlich folgender Informationen in den Stammdaten hinterlegt:
• - ein kritischer Windgeschwindigkeits-Grenzwert Th von v_cut-out, wobei v_cut-out die höchste Windgeschwindigkeit auf Nabenhöhe angibt, für die die jeweilige Windenergieanlage WE im Fall von gleichmäßigem Wind ohne Turbulenz zur Erzeugung von Leistung P ausgelegt ist. Dabei handelt es sich um einen anlagenspezifischen Parameter, der je nach Hersteller und Standort, d.h. Schwachwind- oder Starkwindstandort, und nach Rotordurchmesser der jeweiligen Windenergieanlage WE variiert. Je größer z.B. der Rotordurchmesser, desto niedriger v_cut-out; typische Werte sind beispielsweise 20 bis 35 m/s und gegebenenfalls
• - ein Zustandscode C, der von der Windenergieanlage WE₄ mit „560“ vorgegeben ist.
• Weitere Regulierungsgründe können behördlicher Natur sein und beispielsweise Umweltschutzvorgaben betreffen. So ist beispielsweise für die Windenergieanlage WE₄ der Regulierungsgrund einer Fledermausabschaltung umgesetzt und im gezeigten Ausführungsbeispiel in 1 sind dafür Vorgaben hinsichtlich folgender Informationen in den Stammdaten hinterlegt:
• - Vorgaben hinsichtlich des Zeitstempels, dabei handelt es sich im gezeigten Ausführungsbeispiel um einen Start- und Endzeitpunkt von beispielsweise jeweils jeweils Sonnenuntergang bis Sonnenaufgang, da Fledermäuse jeweils von Sonnenuntergang bis Sonnenaufgang aktiv sind,
• - Vorgaben hinsichtlich der Wetterinformationen, für die Windenergieanlage WE₄ sind dies Vorgaben betreffend z.B. die Windgeschwindigkeit v_W, die Niederschlagsintensität N und die Temperatur T, da Fledermäuse bei hohen Windgeschwindigkeiten v_W und/oder hohen Niederschlagsintensitäten N bzw. bei niedrigen Temperaturen T nicht aktiv sind, und auch
• - Vorgaben hinsichtlich der Betriebsinformationen, d.h. beispielsweise eine Abschaltung der Windenergieanlage WE₄ .
• Eine derartige umweltschutzbedingte Abschaltung bzw. Drosselung einer Windenergieanlage kann auch erfolgen, um bedrohte Vogelarten wie beispielsweise den Seeadler zu schützen. In diesem Fall können beispielsweise Vorgaben hinsichtlich des Zeitstempels, beispielsweise ein Start- und Endtag, in den Stammdaten hinterlegt sein. Weitere Regulierungsgründe, die eine Leistungsreduktion bedingen, können durch Vorgaben des Netzbetreibers bedingt sein, beispielsweise eine permanente Einsenkung aufgrund begrenzter Einspeisevorgaben, eine automatisierte Senkung der eingespeisten Leistung aufgrund von Regelungsanforderungen des Netzbetreibers oder automatisierte Anlagenresets aufgrund von Fluktuationen oder Asymmetrien im Netz. Für den Regulierungsgrund einer derartigen Einspeiseregelung sind im gezeigten Ausführungsbeispiel für die Windenergieanlage WE₄ Vorgaben hinsichtlich folgender Informationen in den Stammdaten hinterlegt:
• - Vorgaben hinsichtlich des Zeitstempels, d.h. der Start- und Endzeitpunkt, beispielsweise zwischen 12:00 und 14:00, und
• - Vorgaben hinsichtlich der Betriebsinformationen, d.h. beispielsweise eine maximal abgegebene Leistung P von z.B. 2/3 der Nennleistung.
• Es wird auch ein Zustandscode C von der Windenergieanlage WE₄ an den Leitstand übermittelt werden, der angibt, dass die Einspeisung aufgrund von Vorgaben des Netzbetreibers gedrosselt wird. Im gezeigten Ausführungsbeispiel wird bei Eintreten der Informations-Konstellation des Regulierungsgrunds einer Einspeiseregelung der Zustandscode „316“ von der Windenergieanlage WE₄ übermittelt.
• Eine derartige Regulierung stellt sicher, dass es zu keiner Überschreitung der maximal erlaubten Einspeiseleistung, beispielsweise innerhalb eines 10 Minuten Intervalls, kommt.
• Schließlich kann eine Abschaltung oder Drosselung einer Windenergieanlage WE auch auf den Regulierungsgrund des Anlagenmanagements zurückzuführen sein. Im gezeigten Ausführungsbeispiel sind für die Windenergieanlage WE₄ diesbezügliche Vorgaben hinsichtlich folgender Informationen in den Stammdaten hinterlegt:
• - Vorgaben hinsichtlich des Zeitstempels, d.h. des Start- und Endzeitpunkts und der maximalen Dauer, und
• - Vorgaben hinsichtlich der Wetterinformationen, beispielsweise der Windgeschwindigkeit v_W und der Windrichtung WR, und
• - Vorgaben hinsichtlich der Betriebsinformationen, beispielsweise der maximal abgegebenen Leistung.
• Optional können auch Vorgaben hinsichtlich zumindest eines Fehlercodes oder Zustandscodes C der jeweiligen Windenergieanlage in den Stammdaten hinterlegt werden.
• Ist ein derartiger Regulierungsgrund, der eine Leistungsreduktion oder Abschaltung einer Windenergieanlage bedingt, ohne dass eine technische Störung vorliegt, in den Stammdaten definiert, können beispielsweise ein Entdrillen oder ein Bremstest der Windenergieanlage automatisch erkannt und kategorisiert werden.
• Ein Bremstest ist bei der Windenergieanlage WE₄ beispielsweise alle 1400 h erforderlich. Während des Bremstests gibt es eine Leistungsbegrenzung auf beispielsweise 2200 kW. Zur Durchführung eines Bremstests läuft die Windenergieanlage beispielsweise normal weiter bis Schwachwind von kleiner als 6 m/s eintritt. Dann wird der Rotor der Windenergieanlage mit Hilfe einer Bremse abgebremst. Dies ist erforderlich, um sicherzustellen, dass im Bedarfsfall ein Notstopp einleitbar ist bzw. dass für Wartungsarbeiten der Rotor festgehalten und arretiert werden kann. Wird beispielsweise ein derartiger Bremstest durchgeführt, wird von der Windenergieanlage WE₄ auch der Zustandscode „429“ an den Leitstand übermittelt.
• Im gezeigten Ausführungsbeispiel sind in den Stammdaten der Windenergieanlage WE₄ für alle zuvor beschriebenen Regulierungsgründe Informations-Konstellationen hinterlegt. Wird ein Eintreten einer derartigen Informations-Konstellation anhand der aktuellen Stammdaten bzw. der darin enthaltenen Informationen erkannt, wird erfindungsgemäß festgestellt, dass dies durch ein betreffenden, damit verknüpften Regulierungsgrund bedingt ist. Dies kann beispielsweise in Form von „Event-Condition-Action-Regeln“, die in der Datenverarbeitungsanlage am Leitstand hinterlegt sind, umgesetzt sein. Alternativ dazu kann beispielsweise ein neuronales Netz zum Einsatz kommen, dass anhand von Trainingsdaten früherer anomaler Betriebszustände AB, die durch technische Störungen oder Regulierungsgründe bedingt waren, trainiert wird.
• Es ist für die Durchführung eines erfindungsgemäßen Verfahrens keinesfalls erforderlich, dass Vorgaben für alle zuvor beschriebenen Regulierungsgründe vorgesehen sind und es können auch Vorgaben nur für ausgewählte oder auch zusätzliche, weitere Regulierungsgründe in den Stammdaten der jeweiligen Windenergieanlage hinterlegt sein.
• 1 zeigt einen Ausschnitt aus Statusmeldungen, die von der Windenergieanlage WE₄ an den Leitstand übermittelt werden. Die Statusmeldungen sind mit einem Zeitstempel, d.h. einer Uhrzeit, die in 1 an der Zeitachse zu entnehmen ist und einem Datum versehen. Über der Zeitachse sind die ermittelten Betriebsinformationen, Wetterinformationen, und gegebenenfalls Fehler- und/oder Zustandscode C aufgetragen.
• Als Betriebsinformationen betreffend die Windenergieanlage WE₄ sind in 1 kontinuierliche Messwerte der abgegebenen Leistung P dargestellt. Zusätzlich oder alternativ dazu können weitere relevante Betriebsinformation wie z.B. das Operation Log bereitgestellt werden.
• An Wetterinformationen betreffend den Standort der Windenergieanlage WE₄ werden die die Leistung P in [W], die Windrichtung WR, die Windgeschwindigkeit v_W in [ms], die Niederschlagsintensität N in [mm/h], die Sonneneinstrahlungsintensität SI und die Temperatur T in [°C] an den Leitstand übermittelt. Zusätzlich dazu wird auch ein Winkelbereich α bzw. ein damit verbundener Windrichtungssektor S₁, ..., S₄, an den Leitstand übermittelt. Im gezeigten Ausführungsbeispiel in 1 werden von der Windenergieanlage WE₄ auch Codes, die den Zustand oder Fehler der Windenergieanlage WE₄ beschreiben, an den Leitstand übermittelt. Dies ist jedoch keinesfalls zwingend für die Durchführung eines erfindungsgemäßen Verfahrens erforderlich. Der jeweils ermittelte Betriebszustand B der Windenergieanlage WE₄ ist ebenfalls schematisch dargestellt.
• Wie in 1 ersichtlich ist, werden Daten bezüglich der eingespeisten Leistung P, der Windgeschwindigkeit v_W, der Sonneinstrahlung S, des Niederschlags N und der Temperatur T kontinuierlich an den Leitstand übermittelt. In unregelmäßigen Zeitabständen werden Informationen bezüglich der Windrichtung WR übermittelt. In regelmäßigen vorgegebenen Zeitabständen und zusätzlich, wenn detektiert wird, dass sich die Windrichtung WR in einen anderen, für die Windenergieanlage WE₄ festgelegten Windrichtungssektor S dreht bzw. sich dem kritischen Windrichtungssektor S₃ nähert, werden auch zwischen diesen Zeitabständen diesbezügliche Informationen an den Leitstand gesandt. Treten verschiedene vorgegebene Zustände, für die beispielsweise ein Fehlercode und/oder Zustandscode C von der Windenergieanlage WE₄ vorgegeben ist, langen auch diese Fehlercodes und/oder Zustandscodes C am Leitstand ein.
• Die übermittelten Statusmeldungen bzw. die darin enthaltenen Information werden, wie zuvor beschrieben, automatisiert klassifiziert und dabei wird ermittelt, ob bei der Windenergieanlage WE₄ zum Erstellungszeitpunkt der jeweiligen Statusmeldung ein normaler oder anomaler Betriebszustand vorliegt. Die Klassifikation wird im gezeigten Ausführungsbeispiel in Echtzeit vorgenommen, kann aber auch zeitverzögert erfolgen.
• Innerhalb der in 1 dargestellten zeitlichen Abfolge von Statusmeldungen wird als Beginn eines jeweiligen anomalen Betriebszustands AB jeweils der Erstellungszeitpunkt derjenigen Statusmeldung festgelegt, deren Informationen folgend auf einen detektierten normalen Betriebszustand NB der Windenergieanlage WE₄ einen anomalen Zustand AB indizieren. Das Ende des jeweiligen anomalen Betriebszustands AB ist derjenige Erstellungszeitpunkt einer Statusmeldung, auf die eine Statusmeldung folgt, deren Informationen einen normalen Betriebszustand NB der Windenergieanlage WE₄ indizieren.
• Um später beispielsweise eine detaillierte rückblickende Analyse des Betriebszustands einer Windenergieanlage WE₄ durchführen kann eine Statusprotokolldatei am Leitstand angelegt werden, in der die anomalen Betriebszustände AB₁ , ..., AB₈ und die entsprechenden Regulierungsgründe oder technischen Störungen, die diese bedingen, hinterlegt werden.
• Im gezeigten Ausführungsbeispiel wird auch die Dauer der jeweiligen anomalen Betriebszustands AB₁ , ..., AB₈ aus dem Beginnzeitpunkt und dem Endzeitpunkt abgeleitet, was jedoch optional ist. Wird die Dauer des jeweiligen anomalen Betriebszustandes AB₁ , ..., AB₈ ermittelt, kann diese optional auch in der Statusprotokolldatei hinterlegt werden, beispielsweise gemeinsam mit einem Hinweis auf den Regulierungsgrund oder das Vorliegen einer technischen Störung, die den jeweiligen anomalen Betriebszustand AB₁ , ..., AB₈ bedingen.
• Wie zuvor bereits erwähnt, wird zunächst eine automatisierte Klassifikation der einzelnen Statusmeldungen vorgenommen und ermittelt, ob die Windenergieanlage WE₄ jeweils einen normalen oder einen davon abweichenden anomalen Betriebszustand aufweist. Dazu werden die in den Statusmeldungen enthaltenen Informationen herangezogen. Zwar werden die Statusmeldungen, wie zuvor bereits erwähnt, chronologisch und in Echtzeit klassifiziert, der Überschaubarkeit halber werden im Folgend jedoch unabhängig davon die detektierten normalen und anomalen Betriebszustände gemeinsam diskutiert.
• Wie in 1 zu erkennen ist, hat die Windenergieanlage WE₄ in folgenden Zeiträumen elektrische Energie erzeugt und in das Stromnetz eingespeist: Zwischen 4:00 und 4:30, 5:30 und 8:00, 10:30 und 17:00, 18:30 und 19:00, sowie zwischen 22:00 und 22:30.
• Auf Grundlage der in den übermittelten Statusmeldungen enthaltenen Informationen wird erkannt, dass in den Zeiträumen zwischen 4:00 und 4:30, 5:30 und 8:00, 13:30 und 12:00, 14:00 und 15:00, 16:00 und 17:00, 18:30 und 19:00 und 22:00 und 22:30 jeweils normale Betriebszustände NB₁ bis NB₇ vorliegen. Diese werden automatisch erkannt und dem Operator am Leitstand nicht zur Kenntnis gebracht. In 1 ist dies dadurch schematisch angedeutet, dass die normalen Betriebszustände NB₁ bis NB₇ ohne Schraffierung dargestellt sind. In diesen Zeiträumen entspricht die von der Windenergieanlage WE₄ erzeugte Leistung P derjenigen Leistung, die bei der, in den Informationen der Statusmeldungen enthaltenen, vorherrschenden Windrichtung WR und Windgeschwindigkeit v_W üblicherweise erzeugt wird.
• Im Zeitraum von 12:00 bis 14:00 und 15:00 bis 16:00 wird zwar ebenfalls elektrischer Strom ins Netz eingespeist, die in diesen Zeiträumen von der Windenergieanlage WE₄ erzeugte Leistung P entspricht jedoch nicht derjenigen Leistung, die bei der vorherrschenden Windgeschwindigkeit v_W bzw. Windrichtung WR, üblicherweise erzeugt werden sollte, sodass diese Zeiträume als anomale Betriebszustände AB₄ und AB₅ erkannt werden.
• In den Zeiträumen von 0:00 bis 4:00, 8:00 bis 10:30, 17:00 bis 18:30, 19:00 bis 22:00 und 22:30 bis 24:00 wird entweder kein Strom von der Windenergieanlage WE₄ oder weniger Strom, als es bei der jeweils vorherrschenden Windgeschwindigkeit v_W und Windrichtung WR der Fall sein sollte, ins Netz eingespeist, sodass diese Zeiträume als anomale Betriebszustände AB₁ , ..., AB₈ erkannt werden.
• Der von 0.00 bis 4.00 Uhr andauernde anomale Betriebszustand AB₁ wird als eine Schalldrosselung erkannt, da in diesem Zeitraum der Nacht eine ein schalloptimierter Betrieb vorgesehen ist, wenn der Wind aus einem bestimmten Windrichtungssektor, in 1 ist dies der Sektor S₁, kommt, was in 1 der Fall ist. Zusätzlich übermittelt die Windenergieanlage WE₄ den Zustandscode „208“ an den Leitstand, der darauf hindeutet, dass die Abschaltung aufgrund des Regulierungsgrunds einer Schalldrosselung zurückzuführen ist. Der anomale Betriebszustand AB₁ kann daher automatisch klassifiziert werden und braucht dem Operator am Leitstand somit nicht zur Kenntnis gebracht werden. In 1 ist dies dadurch schematisch angedeutet, dass derartige anomalen Betriebszustände AB ohne Schraffierung dargestellt sind.
• Der anomale Betriebszustand AB₂ im Zeitraum von 4.30 Uhr bis 5.30 Uhr wird als durch den Regulierungsgrund einer Fledermausabschaltung bedingt erkannt, da die Windgeschwindigkeit unter beispielsweise 5 m/s liegt, die Temperatur über 10°C liegt und kein Niederschlag fällt. Dies bedeutet, dass Fledermäuse aktiv sein können und da in den Stammdaten die erlaubte Abschaltzeitraum von Sonnenuntergang bis Sonnenaufgang hinterlegt ist, und der Sonnenaufgang der im gezeigten Ausführungsbeispiel um 5.30 Uhr stattfindet, bleibt die Windenergieanlage WE₄ von 4.30 Uhr bis 5.30 Uhr abgeschaltet. Zwischen von 4.00 Uhr und 4.30 Uhr kann jedoch Leistung P erzeugt werden, da in diesem Zeitraum keine Schalldrosselung mehr vorgesehen ist und Niederschlag N fällt, sodass keine Fledermausabschaltung erfolgten braucht, da Fledermäuse bei Regen nicht aktiv sind. Dies wird als normaler Betriebszustand NB₁ erkannt.
• Für den anomalen Betriebszustand AB₃ im Zeitraum von 8.00 Uhr bis 10.30 Uhr kann nach einem Abgleich der in den Statusmeldungen enthaltenen Informationen mit den in den Stammdaten hinterlegten Informations-Konstellationen kein Regulierungsgrund gefunden werden, durch den die aktuell vorliegende Konstellation an Information bedingt sein könnte. Daher wird festgestellt, dass der anomale Betriebszustand AB₃ durch eine technische Störung der Windenergieanlage bedingt ist, was dem Operator des Leitstands zur Kenntnis gebracht wird. Der anomalen Betriebszustand AB₃ kann nicht automatisiert klassifiziert werden und erfordert ein Eingreifen des Operators, was in 1 durch eine Schraffierung des betreffenden Zeitraums angedeutet ist.
• Bei einer Auswertung der Statusmeldungen in Echtzeit kann dem Operator beispielsweise sofort bei Detektion der technischen Störung eine Warnmeldung oder ein akustisches Warnsignal an den Operator abgegeben werden, sodass dieser eine Problembehebung oder Instandsetzung initiieren kann. Alternativ dazu kann bei einer späteren Auswertung der anomale Betriebszustand AB₃ in der Statusprotokolldatei der Windenergieanlage speziell gekennzeichnet werden, sodass unmittelbar ersichtlich ist, dass dieser auf eine technische Störung zurückzuführen ist.
• Zwischen 12.00 Uhr und 14.00 Uhr wird erneut ein anomaler Betriebszustand AB₄ detektiert, da die Leistungserzeugung der Windenergieanlage WE₄ in diesem Zeitraum gedrosselt ist und nicht der für die vorherrschende Windgeschwindigkeit v_W und Windrichtung WR üblichen Leistung entspricht. Es wird die Leistung P der Windenergieanlage WE₄ aufgrund einer Einspeiseregelung automatisch gesenkt, was auch durch den Zustandscode „316“, der von der Windenergieanlage WE₄ an den Leitstand übermittelt wird, angegeben wird.
• Zwischen 15.00 Uhr und 16.00 Uhr entspricht die eingespeiste Leistung P erneut nicht der für die Windrichtung WR und Windgeschwindigkeit v_W vorhergesagten Leistung. Für die aktuell vorherrschende Konstellation an Informationen kann bei einem Abgleich mit den in den Stammdaten hinterlegten Informations-Konstellationen jedoch kein entsprechender Regulierungsgrund ermittelt werden. Dies bedeutet, dass der anomale Betriebszustand AB₅ auf einen technischen Defekt zurückzuführen ist, was dem Operator am Leitstand im gezeigten Ausführungsbeispiel wieder unmittelbar zur Kenntnis gebracht wird. Der anomalen Betriebszustand AB₅ kann nicht automatisiert verarbeitet werden und erfordert ein Eingreifen des Operators, was in 1 durch eine Schraffierung des betreffenden Zeitraums angedeutet ist.
• Der anomale Betriebszustand AB₆ zwischen 17.00 Uhr und 18.30 Uhr wird aufgrund der vorherrschenden Windgeschwindigkeit v_W in Kombination mit dem Windrichtungssektor S₃ und der Windrichtung WR als eine durch Turbulenzen bedingte Abschaltung erkannt.
• Für den anomalen Betriebszustand AB₇ wird aufgrund der vorherrschenden Windgeschwindigkeit v_W, die den Grenzwert Th von beispielsweise 22 m/s für eine sturmbedingte Abschaltung überschreitet, und des diesbezüglichen, von der Windenergieanlage WE₄ übermittelten Zustandscodes „560“ ermittelt, dass es sich um eine sturmbedingte Abschaltung handelt.
• Für den letzten, in 1 ersichtlichen, anomalen Betriebszustand AB₈ zwischen 22:30 und 24:00, wird aufgrund des Zeitstempels, der vorherrschenden Windgeschwindigkeit v_W und des Zustandscodes „208“, der von der Windenergieanlage WE₄ übermittelt wird, festgestellt, dass es sich um eine schallbedingte Drosselung während der Nachtstunden handelt.
• Durch eine derartige automatisierte Klassifikation ist es vorteilhafterweise möglich, die technische Betriebsführung der einzelnen Windenergieanlagen zu optimieren und die Betriebssicherheit enorm zu steigern. Da bei Windenergieparks oft eine große Anzahl an Windenergieanlagen von einem gemeinsamen Leitstand aus überwacht wird, wird durch die automatisierte Klassifikation die Zuverlässigkeit der Unterscheidung von Abschaltungen oder Drosselungen aufgrund von vorgegebenen Regulierungsgründen von solchen bedingt durch tatsächliche, technische Störungen, wesentlich gesteigert, da im Vergleich zu einer manuellen Klassifikation die Fehleranfälligkeit stark sinkt. Weiters kann die Arbeitsbelastung des Operators am Leitstand deutlich verringert werden, da die Notwendigkeit einer manuellen Klassifikation der am Leitstand einlangenden Statusmeldungen entfällt.
• Weiters können durch technische Störungen bedingte Stillstände der einzelnen Windenergieanlagen deutlich verkürzt werden und somit die Performance der jeweiligen Windenergieanlage gesteigert werden, da technische Störungen zuverlässig detektiert und gegebenenfalls dem Operator am Leitstand sofort zur Kenntnis gebracht werden, sodass dieser unmittelbar eine Fernwartung durchführen oder die Instandsetzung vor Ort veranlassen kann.
• Diese Vorgehensweise ist besonders vorteilhaft, da ein erfindungsgemäßes Verfahren auch in die Betriebsführungssoftware, die am Leitstand eingesetzt wird, integriert werden kann. Eine Betriebsführungssoftware für den professionellen Einsatz bietet typischerweise umfassende Auswerte- und Analysemöglichkeiten. Z.B. ein Betreiber eines Windparks bzw. dessen technischer Betriebsführer trachtet danach, den Betriebszustand der einzelnen Windenergieanlagen WE detailliert festzuhalten und aufbauend darauf Performancekennzahlen, wie z.B. Verfügbarkeiten, zu berechnen. Das Protokollieren von anomalen Betriebszuständen AB ist für einen optimierten Betrieb unumgänglich. Ohne einer Aufzeichnung der anomalen Betriebszustände AB können Anlagenprobleme nur schwer bzw. erst verspätet erkannt werden. Das Protokollieren von derartigen anomalen Betriebszuständen AB bzw. Ereignissen z.B. mit exakter Start-/Endzeit und der Kategorisierung der Störungsart stellt einen erheblichen Aufwand in einem Leitstand dar.
• Der Einsatz von Software zum Protokollieren von Anlagenereignissen in der technischen Betriebsführung ist unumgänglich, um die Effizienz von Photovoltaik-, Wind-, oder Biogas-Kraftwerken etc. zu steigern, ungeplante Totalausfälle zu vermeiden und Stillstandszeiten zu minimieren, um schlussendlich die Erträge zu optimieren. Auch wenn bekannte Betriebsführungssoftwareprodukte die Aufzeichnung von Anlagenereignissen bzw. anomalen Betriebszuständen AB unterstützen, so ist die Tätigkeit des Erfassens eines Ereignisses, wie zuvor bereits erwähnt, bisher eine zeitintensive, manuelle Arbeit.
• Mit einem erfindungsgemäßen Verfahren, das beispielsweise in eine derartige Betriebsführungssoftware integriert werden kann, können detektierte technische Störungen bzw. Stillstände aufgrund von Regulierungsgründen vorteilhafterweise unmittelbar auch für die Berechnung wirtschaftlicher Kennzahlen für die einzelnen Windenergieanlagen WE bzw. einen Windpark herangezogen werden. Diejenigen anomalen Betriebszustände AB, die auf Regulierungsgründe und nicht auf technische Störungen zurückzuführen sind, beispielsweise jene als Folge von Behördenauflagen, werden durch ein erfindungsgemäßes Verfahren automatisiert detektiert und klassifiziert, sodass der Aufwand für die manuelle Bearbeitung drastisch reduziert werden kann.
• Zur Implementierung eines erfindungsgemäßen Verfahrens in die Betriebsführungssoftware eines Leitstands werden lediglich eine Schnittstelle zu den Kraftwerksdaten, ein Speicher mit hinterlegten Informations-Konstellationen vorgegebener Regulierungsgründe, sowie eine Schnittstelle zur Betriebsführungssoftware benötigt. Kraftwerksdaten werden üblicherweise in einem Kraftwerksrechner oder in einem separaten Supervisory control and data acquisition-Server (SCADA) in Datenbankstrukturen zwischengespeichert und können via unterschiedlicher Schnittstellen, z.B. ODBC oder OPC, über eine Intranet-, Internet- oder andere Datenverbindung von der Ferne abgefragt werden und stehen dadurch für das erfindungsgemäße Verfahren zur Verfügung.
• Ein erfindungsgemäßes Verfahren kann direkt Teil der Betriebsführungssoftware sein oder als paralleles Softwaremodul bzw. paralleler Prozess arbeiten, auf einer dem Kraftwerk und der Betriebsführungssoftware zwischengeschalteten Hardware, z.B. einem Rechner, implementiert werden oder als Softwaremodul, Prozess im Kraftwerksrechner oder SCADA-Server realisiert werden. Dabei wird z.B. der Kraftwerkszustand in regelmäßigen Abständen abgefragt oder das Verfahren wird durch eine Zustandsänderung bzw. dem Eintreten eines anomalen Betriebszustands gestartet. Wird ein anomaler Betriebszustand der durch einen Regulierungsgrund oder eine technische Störung bedingt ist, detektiert, wird dies der Betriebsführungssoftware über eine Schnittstelle mit z.B. einem entsprechenden vorgegebenen Ereigniscode für den jeweiligen anomalen Betriebszustand mitgeteilt.
• Auch in der Betriebsführungssoftware gibt es für jeden anomalen Betriebszustand, der durch einen Regulierungsgrund bedingt und somit automatisch zu klassifizieren ist, eine entsprechende Definition. Stimmt der ermittelte Ereigniscode mit der Definition überein, erkennt die Betriebsführungssoftware, dass es sich um einen automatisch abzuarbeitenden anomalen Betriebszustand handelt und es werden sämtliche Vorbelegungen und Verarbeitungsschritte entsprechend der Ereignisdefinition automatisch durchgeführt. Es ist kein manuelles Eingreifen mehr notwendig. Lediglich durch technische Störungen bedingte anomale Betriebszustände werden dem Operator zur Kenntnis gebracht und erfordern ein Eingreifen.
• Auch der Beginn und das Ende eines anomalen Betriebszustands können mit einem erfindungsgemäßen Verfahren, wie zuvor beschrieben, automatisiert festgestellt und in die Betriebsführungssoftware übernommen werden.
• Durch die automatische Verarbeitung von Kraftwerksereignissen bzw. anomalen Betriebszuständen kommt es in der Kraftwerksüberwachungsstelle zu einer deutlichen Reduzierung des manuellen Arbeitsaufwandes. Dies führt nicht nur zu einer erheblichen Effizienzsteigerung durch die geringere Belastung der Operator, sondern auch zur einer höheren Datenqualität, da manuelle Bearbeitung eine gewisse Fehleranfälligkeit birgt. Des Weiteren kommt es zu einer Performancesteigerung des zu überwachenden Kraftwerks bzw. Kraftwerksparks, da praktisch nur mehr nicht einordenbare Störungen, dh. va. technische Störungen, vom Operator bearbeitet werden müssen. Durch die drastische Verringerung der Anzahl an Ereignissen gewinnt der Operator schnell einen Überblick und kann sich sofort auf die kritischsten Vorkommnisse konzentrieren und entsprechend reagieren. Letztendlich wird der Personalaufwand reduziert und Erträge maximiert.

Claims (12)

1. Verfahren für einen Leitstand eines eine Vielzahl an Windenergieanlagen (WE; WE₁, ..., WE₄) umfassenden Windenergieparks zur Optimierung der technischen Betriebsführung der einzelnen Windenenergieanlagen (WE; WE₁, ..., WE₄), wobei der Leitstand mit einer Vielzahl von einzelnen Windenergieanlagen (WE; WE₁, ..., WE₄) verbunden ist und zumindest eine Datenverarbeitungsanlage umfasst, - wobei von den einzelnen Windenergieanlagen (WE; WE₁, ..., WE₄) zu einzelnen Zeitpunkten jeweils Statusmeldungen an den Leitstand übermittelt werden, die zumindest die folgenden Informationen enthalten: - einen Zeitstempel, - Betriebsinformationen betreffend die jeweilige Windenergieanlage (WE; WE₁, ..., WE₄), insbesondere die abgegebene Leistung (P), die Gondelausrichtung, Statuscodes, etc., - Wetterinformationen betreffend den Standort der jeweiligen Windenergieanlage (WE; WE₁, ..., WE₄), insbesondere die Windgeschwindigkeit (v_W), Windrichtung (WR), Niederschlagsintensität (N) und/oder Sonneneinstrahlung (SI), und - gegebenenfalls von der jeweiligen Windenergieanlage (WE; WE₁, ..., WE₄) vorgegebene Fehlercodes und/oder Zustandscodes (C), die den Zustand der jeweiligen Windenergieanlage (WE; WE₁, ..., WE₄) beschreiben, - wobei für jede einzelne Windenergieanlage (WE; WE₁, ..., WE₄) Stammdaten vorgegeben werden, die Leistungsparameter sowie Vorgaben hinsichtlich der technischen Betriebsführung, insbesondere zwingende Regulierungsgründe für die Abschaltung oder für die Drosselung der jeweiligen Windenergieanlage (WE; WE₁, ..., WE₄), beschreiben, - wobei eine automatisierte Klassifikation der in den einzelnen Statusmeldungen enthaltenen Informationen vorgenommen wird, wobei unterschieden wird, ob die jeweilige Windenergieanlage (WE; WE₁, ..., WE₄) einen normalen Betriebszustand (NB; NB₁, ..., NB₇) oder einen davon abweichenden anomalen Betriebszustand (AB; AB₁, ..., AB₈) aufweist, - wobei bei Vorliegen einer der zum Erstellungszeitpunkt der jeweiligen Statusmeldung vorherrschenden Windgeschwindigkeit (v_W) und Windrichtung (WR) entsprechenden Erzeugung von Leistung ein normaler Betriebszustand (NB; NB₁, ..., NB₇) der jeweiligen Windenergieanlage (WE; WE₁, ..., WE₄) detektiert wird und - wobei andernfalls das Vorliegen eines anomalen Betriebszustands (AB; AB₁, ..., AB₈) detektiert wird, wobei ein Abgleich der in der jeweiligen Statusmeldung enthaltenen Informationen mit den Stammdaten der jeweiligen Windenergieanlage (WE; WE₁, ..., WE₄) vorgenommen wird und auf Grundlage des Abgleichs ermittelt wird, ob eine technische Störung der Windenergieanlage (WE; WE₁, ..., WE₄) vorliegt.
2. Verfahren nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, dass auf technische Störungen der jeweiligen Windenergieanlage (WE; WE₁, ..., WE₄) zurückzuführenden anomale Betriebszustände (AB; AB₁, ..., AB₈) einem Operator des Leitstands, insbesondere unmittelbar, zur Kenntnis gebracht werden.
3. Verfahren nach einem der vorangehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, - dass innerhalb einer zeitlichen Abfolge von Statusmeldungen als Beginn eines jeweiligen anomalen Betriebszustands (AB; AB₁, ..., AB₈) jeweils der Erstellungszeitpunkt derjenigen Statusmeldung, deren Informationen folgend auf einen detektierten normalen Betriebszustands (NB; NB₁, ..., NB₇) der Windkraftanlage (WE; WE₁, ..., WE₄) einen anomalen Zustand (AB; AB₁, ..., AB₈) der Windkraftanlage (WE; WE₁, ..., WE₄) indizieren, festgelegt wird, - dass als Ende des jeweiligen anomalen Betriebszustands (AB; AB₁, ..., AB₈) der Erstellungszeitpunkt derjenigen Statusmeldung, auf die eine Statusmeldung folgt, deren Informationen einen normalen Betriebszustand (NB; NB₁, ..., NB₇) der jeweiligen Windkraftanlage (WE; WE₁, ..., WE₄) indizieren, festgelegt wird, und - dass gegebenenfalls jeweils die Dauer des anomalen Betriebszustands (AB; AB₁, ..., AB₈) der jeweiligen Windkraftanlage (WE; WE₁, ..., WE₄) abgeleitet wird.
4. Verfahren einem der vorangehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, - dass in den Stammdaten Informations-Konstellationen für vorgegebene Regulierungsgründe hinterlegt werden wobei das Eintreten der jeweiligen Informations-Konstellation der einzelnen Regulierungsgründe eine Abschaltung oder Drosselung der jeweiligen Windenergieanlage (WE; WE₁, ..., WE₄) bedingt.
5. Verfahren nach Anspruch 4, dadurch gekennzeichnet, - dass bei Detektion eines anomalen Betriebszustands (AB; AB₁, ..., AB₈) die in der jeweiligen Statusmeldung enthaltenen Informationen mit den in den Stammdaten hinterlegten Informations-Konstellationen vorgegebener Regulierungsgründe abgeglichen werden und - dass bei Übereinstimmung der jeweils vorliegenden Konstellation an Informationen mit einer hinterlegten Informations-Konstellation eines vorgegebenen Regulierungsgrunds der jeweilige Regulierungsgrund dem anomalen Betriebszustand (AB; AB₁, ..., AB₈) zugeordnet, und insbesondere in einer Status-Protokolldatei der jeweiligen Windenergieanlage (WE; WE₁, ..., WE₄) hinterlegt, wird.
6. Verfahren nach Anspruch 4 oder 5, dadurch gekennzeichnet, - dass bei Detektion eines anomalen Betriebszustands (AB; AB₁, ..., AB₈) die in der jeweiligen Statusmeldung enthaltenen Informationen mit den in den Stammdaten hinterlegten Informations-Konstellationen für vorgegebene Regulierungsgründe abgeglichen werden und - dass bei fehlender Übereinstimmung der jeweils vorliegenden Konstellation an Informationen mit einer hinterlegten Informations-Konstellation eines vorgegebenen Regulierungsgrunds erkannt wird, dass der anomale Betriebszustand (AB; AB₁, ..., AB₈) der jeweiligen Windenergieanlage (WE; WE₁, ..., WE₄) durch eine technische Störung bedingt ist, wobei insbesondere vorgesehen ist, dass das Vorliegen einer technischen Störung dem anomalen Betriebszustand (AB; AB₁, ..., AB₈) zugeordnet und in einer Status-Protokolldatei der jeweiligen Windenergieanlage (WE; WE₁, ..., WE₄) hinterlegt wird.
7. Verfahren nach einem der Ansprüche 4 bis 6, dadurch gekennzeichnet, - dass für den Regulierungsgrund einer Schalldrosselung Vorgaben hinsichtlich folgender Informationen in den Stammdaten hinterlegt werden: - des Zeitstempels, insbesondere des Start- und Endzeitpunkts, - des Betriebsmodus - der Betriebsinformationen, insbesondere der maximal abgegebenen Leistung (P), und - der Wetterinformationen, insbesondere einer Windgeschwindigkeit (v_W) und/oder zumindest einer Windrichtung (WR), - dass beim Abgleich der in der jeweiligen Statusmeldung enthaltenen Informationen mit den Stammdaten der jeweiligen Windenergieanlage (WE; WE₁, ..., WE₄) überprüft wird, ob die aktuellen Informationen den für den Regulierungsgrund einer Schallabschaltung oder -drosselung hinterlegten Vorgaben entsprechen und - dass bei einer Übereinstimmung festgestellt wird, dass der Regulierungsgrund einer Schallabschaltung oder -drosselung vorliegt.
8. Verfahren nach einem der Ansprüche 4 bis 7, dadurch gekennzeichnet, dass für den Regulierungsgrund einer Schattenabschaltung Vorgaben hinsichtlich folgender Informationen in den Stammdaten hinterlegt werden: - des Zeitstempels, insbesondere des Beginn- und Endtags, und - der Wetterinformationen, insbesondere der Sonneneinstrahlung (SI) und Einstrahlwinkel, - dass beim Abgleich der in der jeweiligen Statusmeldung enthaltenen Informationen mit den Stammdaten der jeweiligen Windenergieanlage (WE; WE₁, ..., WE₄) überprüft wird, ob die aktuellen Informationen den für den Regulierungsgrund einer Schattenabschaltung hinterlegten Vorgaben entsprechen und - dass bei einer Übereinstimmung festgestellt wird, dass der Regulierungsgrund einer Schattenabschaltung vorliegt.
9. Verfahren nach einem der Ansprüche 4 bis 8, dadurch gekennzeichnet, dass für den Regulierungsgrund einer Turbulenzabschaltung oder -drosselung Vorgaben hinsichtlich folgender Informationen in den Stammdaten hinterlegt werden: - der Wetterinformationen, insbesondere der Windgeschwindigkeit (v_W) und/oder zumindest einer Windrichtung (WR) und/oder zumindest eines Windrichtungssektors (S), und - der Betriebsinformationen, insbesondere der maximal abgegebenen Leistung (P), - dass beim Abgleich der in der jeweiligen Statusmeldung enthaltenen Informationen mit den Stammdaten der jeweiligen Windenergieanlage (WE; WE₁, ..., WE₄) überprüft wird, ob die aktuellen Informationen den für den Regulierungsgrund einer Turbulenzabschaltung oder -drosselung hinterlegten Vorgaben entsprechen und - dass bei einer Übereinstimmung festgestellt wird, dass der Regulierungsgrund einer Turbulenzabschaltung oder -drosselung vorliegt.
10. Verfahren nach einem der Ansprüche 4 bis 9, dadurch gekennzeichnet, dass für den Regulierungsgrund einer Fledermausabschaltung Vorgaben hinsichtlich folgender Informationen in den Stammdaten hinterlegt werden: - des Zeitstempels, insbesondere des Start- und Endzeitpunkts, und - der Wetterinformationen, insbesondere der Windgeschwindigkeit (v_W) und/oder der Niederschlagsintensität (N) und/oder der Temperatur (T), und - der Betriebsinformationen, insbesondere der maximal abgegebenen Leistung (P), - dass beim Abgleich der in der jeweiligen Statusmeldung enthaltenen Informationen mit den Stammdaten der jeweiligen Windenergieanlage (WE; WE₁, ..., WE₄) überprüft wird, ob die aktuellen Informationen den für den Regulierungsgrund einer Fledermausabschaltung hinterlegten Vorgaben entsprechen und - dass bei einer Übereinstimmung festgestellt wird, dass der Regulierungsgrund einer Fledermausabschaltung vorliegt.
11. Verfahren nach einem der Ansprüche 4 bis 10, dadurch gekennzeichnet, dass für den Regulierungsgrund einer Einspeiseregelung Vorgaben hinsichtlich folgender Informationen in den Stammdaten hinterlegt werden: - des Zeitstempels, insbesondere des Start- und Endzeitpunkts, - der Betriebsinformationen, insbesondere der maximal abgegebenen Leistung (P) und - dass beim Abgleich der in der jeweiligen Statusmeldung enthaltenen Informationen mit den Stammdaten der jeweiligen Windenergieanlage (WE; WE₁, ..., WE₄) überprüft wird, ob die aktuellen Informationen den für den Regulierungsgrund einer Einspeiseregelung hinterlegten Vorgaben entsprechen und - dass bei einer Übereinstimmung festgestellt wird, dass der Regulierungsgrund einer Einspeiseregelung vorliegt.
12. Verfahren nach einem der Ansprüche 4 bis 11, dadurch gekennzeichnet, dass für den Regulierungsgrund eines Anlagenmanagements Vorgaben hinsichtlich folgender Informationen in den Stammdaten hinterlegt werden: - des Zeitstempels, insbesondere des Start- und Endzeitpunkts und/oder der maximalen Dauer, gegebenenfalls hinsichtlich - zumindest ein Fehlercode und/oder Zustandscode (C) und - der Wetterinformationen, insbesondere der Windgeschwindigkeit (v_W), und Windrichtung - der Betriebsinformationen, insbesondere der maximal abgegebenen Leistung (P), - dass beim Abgleich der in der jeweiligen Statusmeldung enthaltenen Informationen mit den Stammdaten der jeweiligen Windenergieanlage (WE; WE₁, ..., WE₄) überprüft wird, ob die aktuellen Informationen den für den Regulierungsgrund eines Anlagenmanagements hinterlegten Vorgaben entsprechen und - dass bei einer Übereinstimmung festgestellt wird, dass der Regulierungsgrund eines Anlagenmanagements vorliegt.

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