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Die Erfindung betrifft ein Verfahren zum Betreiben wenigstens einer Windenergieanlage, wobei die wenigstens eine Windenergieanlage in unterschiedlichen Betriebsarten betreibbar ist. Außerdem betrifft die Erfindung ein Computerprogrammprodukt umfassend Befehle, die bei der Ausführung des Programms durch eine Kontrollvorrichtung diese veranlassen, ein derartiges Verfahren auszuführen.
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Das Dokument
EP 2518665 A1 betrifft einen Konfigurator für erneuerbare Energien. Es wird ein computerimplementiertes Verfahren zum Bestimmen einer optimalen Konfiguration für ein Kraftwerk mit erneuerbarer Energie bereitgestellt. Das Kraftwerk, das ein virtuelles Kraftwerk sein kann, umfasst eine oder mehrere Generatorvorrichtungen und eine oder mehrere Energiespeichervorrichtungen, die betrieben werden können, um eine oder mehrere Betriebsanwendungen durchzuführen. Als Eingabe werden Daten empfangen, die die Leistungsabgabe des Kraftwerks und den Spannungspegel am Verbindungspunkt des Energiespeichersystems angeben. Unter Verwendung dieser Daten werden in einer Datenbank gespeicherte Kombinationen von Energiespeichereinrichtungen und Betriebsanwendungen verarbeitet, und es wird für jedes Paar von Energiespeicher- und Betriebsanwendungen ein Wert bestimmt, der die Rentabilität der Durchführung der Betriebsanwendung anzeigt. Diese Werte werden dann verwendet, um die Kombinationen von Energiespeichern und Betriebsanwendungen nach ihrer Rentabilität zu ordnen, die wiederum verwendet wird, um das effizienteste oder rentabelste Paar aus Anwendung und Energiespeicher auszuwählen. Eine entsprechende Vorrichtung und ein entsprechendes Computerprogramm werden bereitgestellt.
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US 2014/0288855 A1 betrifft eine temporäre Leistungserhöhung von Windturbinen zur Maximierung einer Leistungsabgabe. Eine Regelstrategie zum Erhöhen der Nennleistung einer Windenergieanlage zu Zeiten während der Auslegungslebensdauer umfasst das Messen eines Betriebsparameters für eine Komponente der Windenergieanlage, wenn die Windenergieanlage mit einer Auslegungsnenndrehzahl und einem Auslegungsnenndrehmoment betrieben wird, und Berechnen eines tatsächlich akkumulierten Schadensbetrags für das Bauteil basierend auf einem gemessenen Wert des Betriebsparameters. Die Strategie kann ferner das Berechnen einer aktualisierten Nenndrehzahl und eines aktualisierten Nenndrehmoments für die Windkraftanlage auf der Grundlage des tatsächlichen akkumulierten Schadensbetrags, einer Windgeschwindigkeit, einer Windturbulenz und eines verbleibenden Entwurfslebensdauerbetrags der Windkraftanlage umfassen und bewirken, dass die Windkraftanlage mit der aktualisierten Nenndrehzahl und dem aktualisierten Nenndrehmoment arbeitet.
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Das Dokument
WO 2019/214785 A1 betrifft die Regelung einer Windenergieanlage auf der Basis von Ermüdungslastwerten. Um die tatsächlichen Standortbedingungen während eines Betriebs einer Windturbine in der allgemeinen Regelstrategie der Turbine zu berücksichtigen, wird mit dem Dokument
WO 2019/214785 A1 vorgeschlagen, die Turbine über eine Betriebsperiode in Übereinstimmung mit einer Steuerstrategie zu betreiben, ein Sensorsignals über die Betriebsperiode von einem Sensor, der einen Betriebsparameter der Turbine misst, zu empfangen, ein Modells zu verwenden, um einen modellierten Ermüdungswert auf der Grundlage des Sensorsignals zu erhalten, wobei der modellierte Ermüdungswert eine Schätzung der Ermüdungsbelastung bereitstellt, die auf eine Komponente der Turbine über die Betriebsperiode einwirkt, und die Steuerstrategie auf der Grundlage des modellierten Ermüdungswertes zu modifizieren.
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Der Erfindung liegt die Aufgabe zugrunde, ein eingangs genanntes Verfahren zu verbessern. Außerdem liegt der Erfindung die Aufgabe zugrunde, ein eingangs genanntes Computerprogrammprodukt zu verbessern.
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Die Aufgabe wird gelöst mit einem Verfahren mit den Merkmalen des Anspruchs 1. Außerdem wird die Aufgabe gelöst mit einem Computerprogrammprodukt mit den Merkmalen des Anspruchs 12. Vorteilhafte Ausführungen und/oder Weiterbildungen sind Gegenstand der Unteransprüche.
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Das Verfahren kann zum Betreiben einer einzigen Windenergieanlage dienen. Das Verfahren kann zum Betreiben mehrerer Windenergieanlagen dienen. Die mehrerer Windenergieanlagen können organisatorisch, räumlich und/oder technisch eine Einheit bilden. Die mehreren Windenergieanlagen können in einem Windpark angeordnet sein. Der Windpark kann in seiner Gesamtheit steuer- und/oder regelbar sein. Mithilfe des Verfahrens kann eine Stromeinspeisung von Windenergieanlagen gesteuert und/oder geregelt werden.
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Die wenigstens eine Windenergieanlage kann dazu dienen, Windenergie in elektrische Energie umzuwandeln und in ein Stromnetz einzuspeisen. Soweit nicht anders angegeben oder es sich aus dem Zusammenhang nicht anders ergibt, bezeichnet „Energie“ eine elektrische Energie. Die wenigstens eine Windenergieanlage kann als Kraftwerk dienen. Die wenigstens eine Windenergieanlage kann mechanische und/oder elektrische Komponenten aufweisen. Die wenigstens eine Windenergieanlage kann einen Rotor, Rotorblätter, ein Maschinenhaus, einen Maschinenstrang, eine Nabe, ein Getriebe, eine Bremse, einen Generator, einen Turm, eine Windrichtungsnachführung, ein Windmesssystem, eine Netzeinspeisung, eine Sensorik, ein Steuer- und/oder Regelsystem, ein Pitchsteuerungs- oder Regelungssystem, ein Überwachungssystem, ein Fernüberwachungssystem, ein Condition-Monitoring-System aufweisen. Mithilfe der wenigstens einen Windenergieanlage kann zumindest Zeitweise Regelenergie lieferbar sein. Mithilfe der wenigstens einen Windenergieanlage kann können Systemdienstleistungen in Bezug auf das Stromnetz übernehmbar sein. Eine Systemdienstleistung kann insbesondere ein Bereitstellen von Regelenergie oder Regelleistung sein. Die wenigstens eine Windenergieanlage kann in einem Lastfolgemodus betreibbar sein. Die wenigstens eine Windenergieanlage kann angedrosselt betreibbar sein. Mithilfe der wenigstens einen Windenergieanlage kann eine negative Regelleistung bereitstellbar sein. Mithilfe der wenigstens einen Windenergieanlage kann eine positive Regelleistung bereitstellbar sein. Mithilfe der wenigstens einen Windenergieanlage kann eine Frequenzstabilität des Stromnetzes erhöhbar sein.
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Der prognostizierte Energieertrag kann ein prognostizierter Energieertrag der wenigstens einen Windenergieanlage sein. Der prognostizierte Energieertrag kann einen prognostizierten Energieertrag der wenigstens einen Windenergieanlage umfassen. Der prognostizierte Energieertrag kann einen prognostizierten Energieertrag anderer und/oder weiterer Kraftwerke umfassen. Die anderen und/oder weiteren Kraftwerke können Windenergieanlagen und/oder Photovoltaikanlagen sein. Die anderen und/oder weiteren Kraftwerke können Windenergieanlagen eines Windparks, zu dem die wenigstens eine Windenergieanlage gehört, sein.
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Der Energieertrag kann unter Berücksichtigung eines Windenergieangebots prognostiziert werden. Der Energieertrag kann mithilfe einer Windleistungsvorhersage prognostiziert werden. Der Energieertrag kann mithilfe von Wind- und/oder Wetterdaten prognostiziert werden. Der Energieertrag kann mithilfe von lokalen Wind- und/oder Wetterdaten prognostiziert werden. Die Wind- und/oder Wetterdaten können mittels Radar-, Sodar- und/oder Lidar-Messtechnik oder Ultraschall oder Flügelanemometer und/oder Simulation ermittelt werden. Der Energieertrag kann für einen Zeitbereich von bis zu ca. 60 Minuten, insbesondere von bis zu ca. 45 Minuten, insbesondere von bis zu ca. 30 Minuten, insbesondere von bis zu ca. 15 Minuten, prognostiziert werden. Der Energieertrag kann mithilfe von physikalischen und/oder statistischen Vorhersagemodellen prognostiziert werden.
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Der prognostizierte Netzzustand kann ein Netzzustand eines Einspeisenetzes, eines Übertragungsnetzes, eines Verbundnetzes und/oder eines Versorgungsnetzes sein. Die Prognostizierung des Netzzustands kann eine Prognostizierung einer Energienachfrage, eines Energieverbrauchs und/oder einer Netzauslastung umfassen. Bei der Prognostizierung der Netzauslastung können auch weitere Energieangebote, insbesondere von anderen Windenergieanlagen, aus Photovoltaik und/oder aus anderer Erzeugung, berücksichtigt werden.
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Der Energiepreis kann unter Berücksichtigung eines Strombörsenpreises prognostiziert werden. Der prognostizierte Energiepreis kann ein prognostizierter Strombörsenpreis sein. Der Energiepreis kann unter Berücksichtigung von Stromerzeugung, Netznutzung, Abgaben, Umlagen und/oder Steuern prognostiziert werden.
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Die wenigstens eine Windenergieanlage kann eine geplante und/oder prognostizierte Lebensdauer aufweisen. Der prognostizierte Lebensdauerverbrauch kann ein Verbrauch von geplanter und/oder prognostizierter Lebensdauer sein. Der Lebensdauerverbrauch kann betriebsartabhängig unterschiedlich sein.
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Der Lebensdauerverbrauch kann für wenigstens zwei der Betriebsarten prognostiziert werden. Der Lebensdauerverbrauch kann für relevante Betriebsarten prognostiziert werden. Der Lebensdauerverbrauch kann für alle Betriebsarten prognostiziert werden. Die Prognostizierung des Lebensdauerverbrauchs kann in einem ersten Schritt erfolgen. Die Prognostizierung des Lebensdauerverbrauchs kann simuliert erfolgen. Die Prognostizierung des Lebensdauerverbrauchs kann mithilfe wenigstens eines Modells erfolgen.
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Ein automatisiertes Auswählen ist insbesondere ein selbsttätiges und/oder autonomes Auswählen, bei dem eine Bedieneingabe nicht erforderlich ist. Die Auswahl einer der Betriebsarten kann mit dem Ziel erfolgen, eine Lebensdauer derart zu verwenden, dass in wirtschaftlicher und/oder technischer Hinsicht ein möglichst effizientes Ergebnis erzielt wird. Das Auswählen einer der Betriebsarten kann in einem zweiten Schritt erfolgen. Das Auswählen einer der Betriebsarten kann in Realität erfolgen. Das Auswählen einer der Betriebsarten kann mit dem Ziel erfolgen, eine Lebensdauer derart zu verwenden, dass ein monetärer Erlös, insbesondere aus einem Stromverkauf und/oder einem Verkauf von Systemdienstleistungen, maximiert wird. Dabei kann auch berücksichtigt werden, ob sich die wenigstens eine Windkraftanlage in einer Einspeisevergütungsphase befindet.
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Die Einflussfaktoren können gewichtet werden. Die Gewichtung der Einflussfaktoren kann nach wirtschaftlichen und/oder technischen Gesichtspunkten erfolgen.
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Die Prognostizierung des Lebensdauerverbrauchs und/oder die Auswahl der Betriebsart wiederholt oder kontinuierlich können/kann durchgeführt werden.
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Die wenigstens eine Windenergieanlage kann in einer ersten Betriebsart betreibbar sein. In der ersten Betriebsart kann der Generator oberhalb seiner Nennleistung betreibbar sein. Die erste Betriebsart kann auch als Power Uprating bezeichnet werden. In der ersten Betriebsart kann der Generator dynamisch oberhalb seiner Nennleistung betreibbar sein. Die erste Betriebsart kann auch als dynamisches Power Uprating bezeichnet werden. „Dynamisch“ bedeutet in diesem Zusammenhang insbesondere, dass ein Betrieb des Generators oberhalb seiner Nennleistung nicht statisch, sondern bedarfsweise angepasst erfolgt.
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Die wenigstens eine Windenergieanlage kann in einer zweiten Betriebsart betreibbar sein. In der zweiten Betriebsart kann der Generator unterhalb seiner Nennleistung betreibbar sein. Die zweite Betriebsart kann auch als Power Downrating bezeichnet werden. In der zweiten Betriebsart kann der Generator dynamisch unterhalb seiner Nennleistung betreibbar sein. Die zweite Betriebsart kann auch als dynamisches Power Downrating bezeichnet werden. „Dynamisch“ bedeutet in diesem Zusammenhang insbesondere, dass ein Betrieb des Generators unterhalb seiner Nennleistung nicht statisch, sondern bedarfsweise angepasst erfolgt.
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Die wenigstens eine Windenergieanlage kann in einer dritten Betriebsart betreibbar sein. In der dritten Betriebsart kann Energie zwischengespeichert werden. Die dritte Betriebsart kann auch als Power Shifting bezeichnet werden. Die Energie kann als elektrische Energie zwischengespeichert werden. Die Energie kann mithilfe eines elektrischen Energiespeichers zwischengespeichert werden. Die Energie kann zur Zwischenspeicherung umgewandelt werden. Die Energie kann als kinetische, potentielle, chemische (z.B. Power to Gas), elektrochemische (z.B. Lithium-Ionen-Batterie) und/oder thermische (z.B. Salzschmelze) Energie zwischengespeichert werden.
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Die wenigstens eine Windenergieanlage kann in einer vierten Betriebsart betreibbar sein. In der vierten Betriebsart kann ein Nachlauf aktiv gesteuert werden. Die vierte Betriebsart kann auch als Wake Management bezeichnet werden. Wenn die wenigstens eine Windenergieanlage Windenergie in elektrische Energie umwandelt, folgt mit dem Energieerhaltungssatz, dass der Wind abströmseitig der wenigstens einen Windenergieanlage weniger Energie aufweist als anströmseitig der wenigstens einen Windenergieanlage. Die wenigstens eine Windenergieanlage wirft also abströmseitig einen Windschatten. Abströmseitig entsteht ein als Nachlauf bezeichneter turbulenter Windschweif mit einer geringeren Geschwindigkeit im Vergleich zum anströmseitigen Wind. Der Nachlauf kann für in Windrichtung nachfolgend angeordnete Windenergieanlagen nachteilig sein. Durch aktive Steuerung kann ein Nachlauf positiv beeinflusst werden.
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Abhängig von einem Standort der wenigstens einen Windenergieanlage und von weiteren Faktoren ergibt sich für die wenigstens eine Windenergieanlage ein tatsächlich erzielbarer Ertrag, der auch als Energiebereitstellungspotential oder bereitgestellte Energiekapazität bezeichnet werden kann. Das Energiebereitstellungspotential kann simulativ prognostiziert werden, insbesondere mithilfe von Daten aus Wetterbeobachtungen (Windstärke, Windrichtung). Aufgrund der hohen Windvariabilität kann auch bei hochgenauer Prognose der erwarteten Einspeisung aus der wenigstens einen Windenergieanlage eine Anpassung erforderlich sein, um eine Netzstabilität zu unterstützen. Neben der Bereitstellung von negativer Regelleistung durch Drosseln der Leistung kann mithilfe der wenigstens einen Windenergieanlage durch Erhöhung der Leistung kurzfristig positive Regelleistung ins Netz einspeisbar sein. Damit kann die wenigstens eine Windenergieanlage sowohl bei Über- als auch bei Unterfrequenz zur Frequenzstabilität des Stromnetzes beitragen. Die hierfür benötigte Energie kann auf Windenergie und/oder auf gespeicherte kinetische Energie von Rotor und Triebstrang, dessen Drehzahl dabei absinkt, zurückgehen.
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Die wenigstens eine Windenergieanlage kann in wenigstens einer weiteren Betriebsart betreibbar sein. Die erste Betriebsart, die zweite Betriebsart, die dritte Betriebsart oder die vierte Betriebsart kann ausgewählt werden. Die erste Betriebsart, die zweite Betriebsart, die dritte Betriebsart, die vierte Betriebsart oder die wenigstens eine weitere Betriebsart kann ausgewählt werden. Die betriebsarten können einzeln ausgewählt oder miteinander kombiniert werden.
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Zum Prognostizieren insbesondere des Energieertrags, des Netzzustands, des Energiepreises, und/oder des Lebensdauerverbrauchs können Echtzeitdaten genutzt werden. Die Echtzeitdaten können Winddaten, Wetterdaten, Netzdaten, Energiepreisdaten, umfassen.
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Der Lebensdauerverbrauch kann mithilfe von Zustandsüberwachungsdaten der wenigstens einen Windenergieanlage prognostiziert werden. Die Zustandsüberwachungsdaten können Sensordaten, Überwachungsdaten und/oder Daten eines Condition-Monitoring-Systems umfassen. Der Lebensdauerverbrauch und/oder die Lebensdauer können/kann mithilfe einer Simulation und/oder eines analytischen Modells abgeschätzt werden, insbesondere wenn keine Daten und/oder Messergebnisse verfügbar sind.
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Das Verfahren kann koordiniert für mehrere Windenergieanlagen durchgeführt werden. Das Verfahren kann koordiniert für mehrere Windenergieanlagen eines Windparks durchgeführt werden. Das Verfahren kann mithilfe eines Computers und/oder eines Computerprogramms durchgeführt werden.
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Zusammenfassend und mit anderen Worten dargestellt ergibt sich somit durch die Erfindung unter anderem ein Algorithmus für eine Erlösoptimierung, insbesondere aus einem Stromverkauf und/oder einem Verkauf von Systemdienstleistungen, unter Berücksichtigung einer Ertragsvorhersage und eine Anpassung einer Betriebsstrategie von Windenergieanlagen und/oder ein dynamisches Leistungs- und Lebensdauermanagement von Windenergieanlagen.
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Gegenstand kann also eine Echtzeit-Optimierung einer Betriebsstrategie von Windenergieanlagen sein. Ein erster Teil kann eine Kurzzeit-Windleistungsvorhersage in einem Windpark umfassen. Hier kann beispielsweise ein Long-Range-Lidar-System genutzt werden, um eine Windleistung für einen Zeitraum von ca. 15-30 Minuten vorherzusagen. Außerdem kann eine (computer)modellbasierte Leistungsvorhersage für eine ganze Region genutzt werden, um zusätzliche Information zu gewinnen. Ein zweiter Teil kann ein Modul zur Strompreisvorhersage umfassen. Hier können eine Nachfragevorhersage und eine Leistungsvorhersage für erneuerbare Energien kombiniert werden, um eine Kurzzeit-Vorhersage eines Strompreises zu treffen. Ein dritter Teil kann eine Lebensdauerberechnung und eine Überwachung von Hauptkomponenten der Windenergieanlagen umfassen.
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Mit den Informationen aus den drei Teilen kann eine Betriebsstrategie gewählt werden, um Erlöse, insbesondere aus einem Stromverkauf und/oder einem Verkauf von Systemdienstleistungen, zu optimieren.
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Es gibt viele Möglichkeiten für Betriebsstrategien, von denen hier einige Beispiele dargestellt sind.
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Power Uprating: Bei einem sehr hohen Strompreis kann kurzzeitig für eine begrenzte Dauer eine Leistung einer Windenergieanlage über eine nominale Leistung hinaus erhöht werden, beispielsweise von 2MW auf 2,4MW. Dabei soll aber eine Lebensdauer der Anlage überwacht werden, da die Leistungserhöhung zu Lastenerhöhung führt.
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Power Shifting: Falls ein Energiespeicher vorhanden ist, beispielsweise eine Batterie, kann bei einem niedrigen oder negativen Strompreis Energie gespeichert anstatt verkauft werden. Diese Strategie ist vorteilhaft, wenn aufgrund Strompreisvorhersage erwarten werden kann, dass der Preis sich kurzfristig erhöht.
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Power Downrating: Entspricht umgekehrt dem Power Uprating. Bei einem längerfristig niedrigen oder negativen Strompreis kann eine Leistungsproduktion reduziert werden, beispielsweise von 2MW auf 1,6MW, wobei auch Lasten sinken. Damit kann eine Lebensdauerreserve für eine Power Uprating aufgebaut werden, die freigegeben werden kann, wenn der Strompreis hoch ist. Damit kann eine Lebensdauer dynamisch verwaltet werden, um Einnahmen zu beeinflussen.
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Wake Management: Damit kann eine Leistung in einem Windpark durch aktives Steuern eines Nachlaufs erhöht werden. Diese Strategie kann wiederum durch einen Strompreis gesteuert werden. Ein Ablenken von Nachlauf führt wiederum zu einer Lastenerhöhung, die durch Lebensdauerüberwachung aktiv gesteuert werden kann.
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Die Auswahl einer Betriebsstrategie kann automatisch erfolgen und kontinuierlich angepasst werden mit Informationen aus Leistungsvorhersage, Strompreisvorhersage und verbleibender Lebensdauer und mithilfe eines Computersystems/Programms durchgeführt werden.
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Mit der Erfindung wird strategisch ein Betrieb von Windenergieanlagen verbessert. Eine Lebensdauer kann in wirtschaftlicher und/oder technischer Hinsicht effizienter genutzt werden. Ein Aufwand, wie Kostenaufwand, Wartungsaufwand und/oder Instandhaltungsaufwand, kann reduziert werden. Ein Ertrag, wie Energieertrag und/oder monetärer Ertrag, kann erhöht werden. Eine Einspeisung kann unabhängig von einem Strompreis erfolgen. Überlastungen eines Stromnetzes können verhindert werden. Redispatch-Maßnahmen können vermieden werden. Eine Stromeinspeisung von Windenergieanlagen kann optimiert werden. Eine erlösabhängige Betriebsstrategie, insbesondere aus einem Stromverkauf und/oder einem Verkauf von Systemdienstleistungen, kann bereitgestellt werden. Energiespeicher können in die Betriebsstrategie eingebunden werden.
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Nachfolgend werden Ausführungsbeispiele der Erfindung unter Bezugnahme auf Figuren näher beschrieben, dabei zeigen schematisch und beispielhaft:
- 1 ein Diagramm zur Planung, Optimierung und Durchführung einer Betriebsstrategie für eine Windenergieanlage,
- 2 ein Diagramm zur Stromproduktion und Strompreis,
- 3 eine Tabelle zur Berechnung von Einnahmen aus einem Windpark bei einem üblichen und einem optimierten Betrieb und
- 4 ein Diagramm zu einer elektrischen Leistung eines Windparks.
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1 zeigt ein Diagramm 100 zur Planung, Optimierung und Durchführung einer Betriebsstrategie für eine Windenergieanlage. Die Betriebsstrategie umfasst verschiedene Teilmodule 102, 104, 106, 108, 110, 112.
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Mit dem Teilmodul 102 wird eine Ertragsvorhersage getroffen. Hier werden Energieerträge von Windenergieanlagen/Windparks für die nächste Stunde abgeschätzt. Das kann durch direkte Messung, beispielsweise mithilfe von Lidar oder durch ein Simulationsmodell, erfolgen.
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Mit dem Teilmodul 104 wird eine Stromverbrauchvorhersage getroffen. Hier wird der Stromverbrauch für die nächste Stunde geschätzt, das kann beispielsweise mithilfe historischer Daten erfolgen.
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Mit dem Teilmodul 106 wird eine Strompreisvorhersage. Mit der Information aus den Teilmodulen 102, 104 wird in dem Teilmodul 106 die Entwicklung eines Strompreises mit einem geeigneten Modell beispielsweise für die nächste Stunde vorhergesagt.
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Das Teilmodul 108 betrifft Betriebsstrategien. In dem Teilmodul 108 werden unterschiedliche Betriebsarten von Windenergieanlagen definiert, beispielsweise Power Uprating. In diesem Fall liefert die Anlage mehr Leistung, als die Nennleistung. Dies führt zu einer kurzzeitigen Überlastung der Anlage. Im Gegensatz dazu wird beim Power Downrating die Leistung reduziert und die Lasten werden dabei niedriger. Wenn ein Speicher vorhanden ist, kann Energie genutzt werden, um den Speicher aufzuladen. Eine weitere Betriebsart ist das Wake Management oder Wake Steering.
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Das Teilmodul 110 betrifft einen Zustand der Windenergieanlage. Hier wird der Zustand der Anlage erfasst und Strukturreserven von Komponenten in Abhängigkeit der Betriebsart ermittelt.
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Das Teilmodul 112 ist ein Optimierungsmodul. In dem Teilmodul 112 werden die verschiedenen Betriebsstrategien für die nächste Stunde simuliert und die Erlöse aus dem Stromverkauf bestimmt. Ziel ist es, eine Betriebsstrategie zu finden, die zur Maximierung des Erlöses führen kann. Gleichzeitig wird überprüft, ob ausreichende Strukturreserven der Windenergieanlage vorhanden sind. In dem Teilmodul 112 werden die verschiedenen Informationsquellen, wie Energieproduktionsvorhersage, Energieverbrauchsvorhersage, Strompreisvorhersage und Zustand der Windenergieanlage, kombiniert und die Betriebsstrategien simuliert.
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Daraus wird in einem folgenden Schritt 114 eine Betriebsstrategie gewählt, die die Erlöse aus dem Stromverkauf maximiert, und die Windenergieanlage entsprechend angesteuert. Diese Strategie wird kontinuierlich und automatisch angepasst.
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2 zeigt ein Diagramm 200, in dem auf einer x-Achse ein zeitlicher Verlauf und auf einer y-Achse eine Stromproduktion in GW und ein Strompreis in EUR/MWh aufgetragen sind. In dem Diagramm 200 sind eine konventionelle Stromproduktion 202, eine Stromproduktion 204 aus Windenergie, eine Stromproduktion 206 aus Sonnenenergie, eine elektrische Last 208, eine Importbilanz 210, ein Intraday-Strompreis 212 und ein Day-Ahead-Auction-Preis 214 dargestellt.
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In einem konkreten Beispiel wird ein Zeitraum 216 von 24 Stunden am 08.01.2018 betrachtet. Der Intraday-Strompreis 212 variiert in diesem Zeitraum 216 zwischen 10,42 EUR/MWh um 3:00 Uhr und 49,45 EUR um 9:00 Uhr. Ein Algorithmus kann die Day-Ahead-Auction-Preise 214, die ein Tag zuvor bestimmt wurden, als Indikation für eine Entwicklung von Intraday-Preisen, die noch unbekannt sind, verwenden. Unter einer vereinfachten Annahme einer perfekten Vorhersage, wobei die Day-Ahead-Auction-Preise 214 genau den Intraday-Strompreisen 212 entsprechen, kann daraus ein Median oder Mittelwert des Intraday-Strompreises 212 gebildet werden. Vorliegend beträgt der Median 38,99 EUR/MWh und der Mittelwert 36,04 EUR/MWh. Der Median ist statistisch gesehen ein besserer Indikator als der Mittelwert, daher wird vorliegend der Median verwendet. Durch Bildung einer Differenz des Strompreises zu Median können Zeitfenster identifiziert werden, in denen durch eine Betriebsoptimierung eine Einnahme verbessert werden kann.
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3 zeigt für den Zeitraum 216 gemäß 2 eine Tabelle 300 zur Berechnung von Einnahmen aus einem Windpark bei einem üblichen und einem optimierten Betrieb. In der Tabelle 300 sind in Spalte A eine Zeit in Stunden 1 bis 24, in Spalte B ein Intraday-Strompreis in EUR/MWh, in Spalte C eine Preisdifferenz zum Median in EUR, in Spalte D eine Leistung in MW bei üblichem Betrieb, in Spalte E ein Ertrag in EUR bei üblichem Betrieb, in Spalte F eine Leistung in MW bei optimiertem Betrieb, in Spalte G eine Betriebsart, wobei ein Aufwärtspfeil ein Power Uprating, ein Abwärtspfeil ein Power Downrating und ein Strich einen Normalbetrieb kennzeichnen, und in Spalte H einen Ertrag in EUR bei optimiertem Betrieb, angegeben. Zusätzlich ist in Spalte B unten ein Median in EUR, in Spalte E unten ein Gesamtertrag in EUR bei üblichem Betrieb und in Spalte H unten ein Gesamtertrag in EUR bei optimiertem Betrieb angegeben.
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Die Ertragsverbesserung ist beispielsweise aus Spalte C der Tabelle 300 ersichtlich. Negative Werte kennzeichnen einen unter dem Median liegenden Strompreis, positive Werte kennzeichnen einen über dem Median liegenden Strompreis. Aus Spalte D ist die Gesamtleistung des Windparks, vorliegend des Offshore-Windparks Sandbank, der über eine Nennleistung von 288 MW verfügt, ersichtlich.
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4 zeigt ein Diagramm 400 zu einer elektrischen Leistung dieses Offshore-Windparks Sandbank, in dem auf einer x-Achse ein zeitlicher Verlauf und auf einer y-Achse eine Stromproduktion 402 in GW aufgetragen sind. Der betrachtete Zeitraum ist mit 404 bezeichnet.
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Aus dem Diagramm 400 und Spalte D der Tabelle 300 ist ersichtlich, dass der Windpark im betrachteten Zeitraum 216, 404 fast immer unter Volllast betrieben wird. Das bedeutet, dass der 08.01.2018 ein windiger Tag mit hoher Windgeschwindigkeit war. Spalte E der Tabelle 300 zeigt den Ertrag bei direktem Verkauf der produzierten Energie auf dem Strommarkt gemäß üblicher Praxis.
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Mithilfe der ermittelten Differenz zum Median, dargestellt in Spalte C der Tabelle 300, können Zeitfenster (Opportunity Windows) identifiziert werden, in denen die Anlagebetriebsart optimiert werden kann. Hier wird vorliegend eine minimale Differenz in EUR festgelegt, um eine Anzahl von Eingriffen in die Betriebsart zu minimieren, beispielsweise beträgt die minimale Differenz 1EUR/MWh. Ersichtlich ist aus Spalte C, dass der Strompreis während den Stunden 8 bis 13 und 18 bis 20 überdurchschnittlich und während den Stunden 1 bis 7 und 22 unterdurchschnittlich ist. Die letzten zwei Stunden 23 und 24 wurden ausgenommen, da der Windpark nicht mehr in Volllastbetrieb ist, siehe Spalte D.
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Vorliegend wird angenommen, dass drei Betriebsarten „Normal“, „Power Uprating“ und „Power Downrating“ verfügbar sind. In der Betriebsart „Normal“ wird die Anlage entsprechend des Windangebots betrieben. In der Betriebsart „Power Uprating“ kann die Leistung der Anlage bei ausreichender Windleistung, vorliegend bei Windgeschwindigkeit über Nennwindgeschwindigkeit (Volllastbetrieb), um 10% erhöht werden. In der Betriebsart „Power Downrating“ kann die Leistung der Anlage um 10% reduziert werden. Vorliegend wird auch angenommen, dass eine Überlastung der Anlagenstruktur bei Uprating durch entsprechendes Downrating kompensiert werden kann. Wenn man die Anlage beispielsweise eine Stunde überlastet wird, ist die Anlage auch eine Stunde zu entlasten.
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In Spalte G sind die nach Optimierung verwendeten Betriebsarten dargestellt, in Spalte F die zugehörige Leistung und in Spalte H den Ertrag durch den Stromverkauf. Durch die Optimierung der Betriebsarten wird in diesem Beispiel eine Differenz von ca. 7000 EUR generiert, was einer Steigerung von ca. 3% entspricht. Das dargestellt Beispiel für einen Zeitraum von 24 Stunden ist selbstverständlich vereinfacht. In Realität kann der Strompreis nicht exakt vorhergesagt werden. Die Leistung einzelner Anlagen kann aufgrund von Wake Effekten abweichen. Bei der Betriebsoptimierung ist die einzelne Anlage zu berücksichtigen. Die Bilanzen der Strukturbelastung sind kontinuierlich zu überwachen. Im vorliegenden Beispiel wurde die Anlage neun Stunden überlastet und nur acht Stunden entlastet, dieses Defizit ist bei einer Planung zu berücksichtigen. Es können mehr als die hier dargestellten drei Betriebsarten vorhanden sein. Die Optimierung muss nicht, wie vorliegend, nur auf Volllast beschränkt sein. Insgesamt wird aber deutlich, dass durch die Identifizierung von Zeitfenster und Optimierung von Betriebsarten der Ertrag des Windparks ohne zusätzliche Investition in Anlagentechnik oder Modifikationen positiv beeinflusst werden kann.
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Mit „kann“ sind insbesondere optionale Merkmale der Erfindung bezeichnet. Demzufolge gibt es auch Weiterbildungen und/oder Ausführungsbeispiele der Erfindung, die zusätzlich oder alternativ das jeweilige Merkmal oder die jeweiligen Merkmale aufweisen.
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Aus den vorliegend offenbarten Merkmalskombinationen können bedarfsweise auch isolierte Merkmale herausgegriffen und unter Auflösung eines zwischen den Merkmalen gegebenenfalls bestehenden strukturellen und/oder funktionellen Zusammenhangs in Kombination mit anderen Merkmalen zur Abgrenzung des Anspruchsgegenstands verwendet werden.
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Bezugszeichen
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- 100
- Diagramm
- 102
- Teilmodul
- 104
- Teilmodul
- 106
- Teilmodul
- 108
- Teilmodul
- 110
- Teilmodul
- 112
- Teilmodul
- 114
- Schritt
- 200
- Diagramm
- 202
- Stromproduktion
- 204
- Stromproduktion
- 206
- Stromproduktion
- 208
- Last
- 210
- Importbilanz
- 212
- Intraday-Strompreis
- 214
- Day-Ahead-Auction-Preis
- 216
- Zeitraum
- 300
- Tabelle
- 400
- Diagramm
- 402
- Stromproduktion
- 404
- Zeitraum
