EP3884557A1 - Einspeiseverfahren eines windenergiesystems sowie windenergiesystem - Google Patents

Einspeiseverfahren eines windenergiesystems sowie windenergiesystem

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EP3884557A1
EP3884557A1 EP19808563.1A EP19808563A EP3884557A1 EP 3884557 A1 EP3884557 A1 EP 3884557A1 EP 19808563 A EP19808563 A EP 19808563A EP 3884557 A1 EP3884557 A1 EP 3884557A1
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EP
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power
limit
feed
initial
network
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Application number
EP19808563.1A
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Johannes BROMBACH
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Publication date
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    • Y02E10/70—Wind energy
    • Y02E10/76—Power conversion electric or electronic aspects

Definitions

  • the present invention relates to a method for feeding electrical power using a wind energy system.
  • the invention also relates to a wind energy installation, a wind farm and a wind energy system which comprises at least one wind farm.
  • Wind turbines and wind farms are well known, they feed wind power into an electrical supply network. Depending on the country, the proportion of such wind turbines, wind farms or wind energy systems is increasing, and with it their importance. Unconditional parallel grid operation, in which wind turbines or wind farms always feed as much power into the electrical supply network as can currently be generated due to the existing wind and their technical performance, will be less and less adhered to.
  • the electrical supply network can limit a power limitation for feeding electrical power through wind energy plants, wind farms or wind energy systems for very different reasons. Such limits may be due in part to network capacity utilization. This can be caused, for example, by the fact that more and more wind turbines or wind farms are connected to an existing network. Especially For reasons of self-protection and / or for reasons of grid stabilization or also for planning reasons, a corresponding limitation of the feed-in power can then be specified. Such a requirement is often made by a network operator. According to document US Pat. No. 6,724,097, a solution is known which proposes to connect a wind farm to a grid connection point, the nominal power or maximum possible feed-in power of the wind farm being greater than the connection capacity of the grid connection point. Here too, it is based on the consideration that a wind farm is often not operated at nominal power and then the limit of the connection capacity is not reached. The wind farm can then basically be dimensioned larger than the grid connection point.
  • the present invention is therefore based on the object, at least one of the above. Address problems.
  • a solution is to be proposed which minimizes the curtailment of a wind energy installation, the wind farm or a wind energy system.
  • At least an alternative solution to previously known solutions is to be proposed.
  • a method for feeding in electrical power uses a wind energy system and such a wind energy system comprises a wind farm.
  • the wind energy system can consist exclusively of the wind farm, but it can also contain other units, in particular a photovoltaic system and, in addition or alternatively, an electrical storage device.
  • the wind energy system feeds into an electrical supply network at a network connection point.
  • a topology is assumed in which the electrical supply network has at least one distribution network and at least one further higher network section lying hierarchically above the distribution network.
  • the network connection point is arranged on the distribution network, so that the wind energy system thus feeds into the distribution network.
  • a network section located hierarchically above the distribution network is one to which the distribution network is subordinate, in particular such that several or many distribution networks are subordinate to this higher network section.
  • the higher network section can have a higher voltage than the distribution network.
  • the distribution network it is possible for the distribution network to be a medium-voltage network and the higher network section to be a high-voltage network or a high-voltage network in the sense in which those skilled in the art usually use these terms.
  • the distribution network is a high-voltage network and the higher network section is a high-voltage network.
  • the network connection point is connected to the distribution network, so that the wind energy system feeds into the distribution network.
  • the proposed process involves several steps.
  • An initial feed-in limit related to the grid connection point is recorded in a recording step.
  • Such an initial feed-in limitation is one that specifies a power limit up to which the wind energy system can or may feed electrical power into the electrical supply network.
  • This can be a current feed-in limitation in particular, but it can also be a feed-in limitation that lies in the future, which is then also taken into account for the corresponding future in the subsequent steps, and it can also, as will be described later, a course of a Feed-in limitation.
  • This detection can particularly mean that a corresponding limit value, namely the power limit, is transmitted externally, that is to say is transmitted to the wind energy system from outside the wind energy system. So in the acquisition step there is a such received performance limit evaluated and used as a basis for the further procedure.
  • known conditions lead to a performance limit.
  • a power limitation can be provided, or generally critical times are known in which a power limit would have to be taken into account and the power limit can then be detected, ie determined, as a function of these predetermined times.
  • a power limit is permanently connected to the network connection point, that is to say it is assigned to it, and, for example, a power limit at different heights can be received and then it must be checked whether the power limit received from the outside is relevant, i.e. smaller is the limit permanently assigned to the network connection point.
  • a basic test step it is then checked whether the park power that can be generated from the wind farm is limited by the initial feed-in limitation. In particular, it can be checked here whether it is above the initial power limit, so that the wind power output is throttled by the initial power limit. In particular, it can be considered here that the wind farm is throttled to a power below the initial power limit.
  • the initial feed-in limitation is relevant at all or whether the wind farm or the wind energy system generates comparatively little power at the moment, which is therefore below the power limit.
  • an evaluation step it is then evaluated whether the initial feed-in limit, i.e. the initial power limit, can be increased. Of course, this only happens then, if it was recognized in the basic test step that the parking performance is throttled at all.
  • the feed-in limitation that is specified for the network connection point often has a higher-level power limitation as the cause, which is relevant to various participants, to put it generally, and is distributed among them.
  • Such subscribers can be different feeders, each of which in turn feeds into the electrical supply network.
  • a power limit of the higher network section can also be the cause, to which distribution networks are several subscribers who then receive a corresponding limit.
  • the initial feed-in limit and then the initial power limit are increased to an increased feed-in limit or an increased power limit.
  • electrical power can then be fed in above the initial feed-in limit, that is to say above the initial power limit, if a corresponding increase has been carried out in the change step.
  • the initial feed-in limitation can be changed via a limitation redistribution.
  • Such a redistribution of limits is thus the possibility of limiting the feed-in to increase in whole or in part at the network connection point in which a redistribution of the limitation in the electrical supply network is carried out. If there is a feed-in limit at the grid connection point, it is checked whether this feed-in limitation can instead be applied, for example, to a neighboring grid connection point of another producer, i.e.
  • a redistribution can also mean that the feed-in limitation of the network connection point to a transmission point is transferred from the distribution network to another network.
  • the network connection point would not be limited, or less limited, but the connection point of the distribution network.
  • Criteria for this are mentioned and explained below.
  • a possible criterion is whether the feed-in limitation does not result from the distribution network.
  • the underlying idea here is that the distribution network does not boundary demands and this limitation requirement only comes from outside.
  • the initial limitation in the distribution network can possibly be handled differently, namely in such a way that it can be increased.
  • adjacent to the wind energy system can be a large consumer, who in turn also needs a lot of power at the moment.
  • the wind energy system can possibly feed in more power than was permitted due to the initial power limit, because this too much power, or part of it, flows directly into the consumer mentioned as an example and is therefore not recognizable outside of the distribution network.
  • Another criterion is whether the feed-in limitation is specified by the higher network section. It was also recognized here that such a higher-level power limitation was distributed to individual feeders such as the wind energy system, although a different distribution is also possible or is even more sensible. Here, too, the idea can come into play that exceeding the initial power limit on the wind energy system can be justifiable or even sensible if this is adapted to other producers and / or consumers. Here, too, it is considered that the initial performance limit can be exceeded, but if this has no effect outside the distribution network. However, it is also possible that the total power fed into the distribution network, which is subject to this superordinate power limitation, can also be partially transmitted to another network section, such as an adjacent distribution network, instead of to the higher network section that has specified this power limitation .
  • an overloaded network section can lead to a power limitation, although there is also a non-overloaded network section that can absorb more power. Reducing the load on the overloaded network section can then not only be achieved by feeding in less power, which would require the initial power limit, but also by performing an at least partial power redistribution in which the power in or to the overloaded network section is reduced and in or is increased to the non-congested network section. This is also a measure that can be used to avoid reducing the wind power generated. At the same time, a weakening of the network is avoided because - put simply - Reducing a power feed, although this is ultimately not necessary, can lead to a weakening of the grid.
  • Another criterion is to determine that there is no physical limitation of the network connection point.
  • a physical limit or limitation of the network connection point can be given, for example, by the total power of the transformer or a line to the network connection point, or by lines in the distribution network which are designed only for a specific output which cannot be exceeded, not to mention the ones mentioned Endanger elements. Limiting a transformer from the distribution network to the higher network section is not part of this. Such a physical limit could be circumvented if necessary, either by excessive power not reaching such a transformer and / or by the fact that the power or a part thereof leaves the distribution network at another connection point.
  • a network operator controls the feeding in of electrical power by, for example, penalty costs being incurred for a power exceeding a certain limit value, in particular if a feed-in limit is exceeded.
  • penalty costs being incurred for a power exceeding a certain limit value, in particular if a feed-in limit is exceeded.
  • What initially appears to be an economic aspect is a control tool that can be used to control the behavior of the feeders, such as the behavior of the wind energy system, because this means that fluctuating wind power is not readily passed on.
  • the penalty costs mentioned can also be adjusted in order to better control the feed-in of power. In this respect, this tax process can be adapted by changing the penalty costs.
  • the proposed solution comes in, which has recognized such a, at least possible, control tool and proposes to take this into account as well. Since such penalty costs can be specified in particular by the network operator, the corresponding wind energy system can and will also receive the corresponding information about it from the network operator. This can be taken into account in a simple manner.
  • the feed-in limit is linked to penalty costs, it can be calculated whether compliance with the upper power limit is more profitable or the conscious feeding with power above the power limit. This allows a network operator to tax the feeders concerned by specifying such penalty costs.
  • the feed-in limit is part of several feed-in limits of the distribution network, which are specified in such a way that the sum of the feed-in limits are less than a total limit, whereby at least one feed-in limit can become higher as long as the total of the feed-in limits is less than a total limit remains.
  • power can basically be exchanged or power quotas exchanged between several feeders.
  • a feeder who can feed in just more than his power limit can use the quota or part of the quota of a neighboring producer who cannot feed in up to the initial power limit at the moment.
  • a feed-in limitation is provided for at least one further power generator that feeds into the same distribution network, which the further power generator does not use.
  • This criterion specifically relates to the idea of exchanging quotas between power producers.
  • this concerns the idea that a power generator, which can basically also be referred to as a feeder, can feed in more power than the initial power limitation if the other power generator, i.e. the further feeders feed in less power than the initial power limit.
  • a power level by which the at least one further power generator is below a power limit to be complied with is offered as a tradable capacity to other feeders, in particular other power generators such as the wind energy system, in whole or in part.
  • a power level is thus recorded by which the at least one further power generator is below its power limit and this is given to other feeders or power producers as tradable capacity, which can also be referred to as a tradable quota.
  • Another proposed criterion is designed in such a way that the initial feed-in limitation has its cause in the higher network section and a neighboring distribution network can take up power, thereby allowing the initial feed-in limitation to be exceeded.
  • the distribution network is thus directly, at least in some other way than via the higher network section, coupled to a further neighboring distribution network. Power can therefore not only be transferred to the higher network section, but also to the neighboring distribution network. If a bottleneck now occurs in the higher network section, or a similar problem that leads to a cause of the initial feed-in limitation, power transmission to the higher network section can actually be reduced accordingly. By continuing to use the neighboring distribution network, however, power can be transferred instead. As a result, the initial feed-in limit and thus the initial power limit can be exceeded. This output, which is actually too high, is dissipated elsewhere, namely to the neighboring distribution network.
  • the increased power limit is specified as a time profile and, in addition or alternatively, a feed-in forecast is determined which provides a time profile of the power to be fed in for a forecast period.
  • an infeed limitation can often also depend on network conditions and other circumstances, which can change, sometimes change quickly and / or sometimes change continuously.
  • a reason for the initial power limitation that is variable and, if necessary, how variable it is, that is, how it can change. From this, a kind of roadmap for increasing the performance limit can be derived. In this respect, such a timetable forms a chronological course of the increased performance limit.
  • the reason for the power limitation can be a network reconstruction of a remote network section.
  • the course of such a network restoration can be predicted quite well and such a course of the increased power limit over time can also be predicted.
  • Another possibility of specifying such a time course can be that consumers in the vicinity are known to increase or decrease their power requirements at certain times, for example, and accordingly the increased power limit can be correspondingly high or low when the power consumption decreases this consumer is the reason for, or is one of the reasons for, that the wind energy system can increase the initial power limit.
  • E.g. measurement of the power consumption of consumers can also be carried out in order to determine an increased power limit. This can be done in a supplementary way, for example to adjust a forecast. This can be particularly useful if a measured value is above the forecast, which can create additional grid connection capacity for the wind energy system. It is also possible, however, that an increased power limit based on a wind forecast is only needed for certain periods of time. If, for example, the wind speed drops, which may be known from a weather forecast, an increased power limit may initially be desired, which is no longer required later due to the falling wind. In this case, the time course of the increased performance limit would be such that it slowly decreases until it reaches the initial performance limit and then falls below it.
  • a feed-in forecast can also be determined which provides a time course of the power to be fed in for a forecast period. This can also include a time profile or a section of the time profile, in which the power to be fed in is below the initial power limit, at least temporarily.
  • a feed-in forecast can be based, for example, on weather data, that is to say a weather forecast.
  • Such a feed-in forecast can be particularly helpful if a power quota is taken into account, i.e. if a type of power trading takes place between several feeders or between feeders and consumers, so that it is clear when the wind energy system in question requires power capacities or can release power capacities.
  • Such a feed-in forecast is preferably accompanied by an accuracy statement which provides information about how large a deviation from this forecast or this prognosis progression is to be expected. This means that predictability based on such a feed-in forecast can be improved.
  • Controllable loads are those that can increase their power consumption if necessary.
  • Such loads can be, for example, cold stores, should the wind farm or the wind energy system be in the vicinity of such a cold store, which can also be part of an electric filling station which has a connected rest area and is supplied by the wind energy system or forms part of the wind energy system.
  • Such a cold store usually has such a high thermal capacity that even several hours without energy or without much energy can keep the temperature in an acceptable range. The cooling can therefore be started when such a case of the initial feed limitation occurs.
  • Another controllable consumer can be one that converts electrical current into another form of energy, e.g. in methane or hydrogen.
  • an exceedance is assessed with which the fed-in power exceeds the initial power limit.
  • a remuneration function for a feed-in remuneration be set up depending on the amount exceeded. This can create an incentive for the operator of the wind energy system not to exceed the limit, if possible, or only to a certain extent. This enables controllability to be achieved, because the higher the penalty costs, the more the operator of the wind energy system could decide not to increase the excess power even further. Such a remuneration function thus creates the possibility of an external tax intervention.
  • an overshoot of the input power is controlled via the initial power limit depending on a comparison of the penalty cost function and the remuneration function.
  • this can be designed in such a way that the input power is exceeded to such an extent that the penalty cost function does not exceed the remuneration function. It can therefore be controlled so that the penalty costs do not exceed the remuneration.
  • This is also a means of control that even the network operator can use. After all, he knows the remuneration costs and can then indirectly control the exceeding of the initial benefit limit by setting the penalty cost function accordingly.
  • the feed-in is additionally controlled as a function of a maximum limit which is above the initial power limit and must not be exceeded.
  • At least a two-stage check must be carried out, namely first of all whether the initial performance limit can be exceeded, and if so, whether the increased performance limit is below the maximum limit or that the increased performance limit is limited by the maximum limit.
  • technically indispensable upper limits can also be taken into account. Damage to elements can thus be avoided in particular.
  • Such a maximum limit is preferably in the form of a time profile which permits particularly short-term increases. Short-term increases in performance even above a technically determined permanent upper limit can make sense, for example, with thermally related upper limits. At thermal upper limits, a brief increase in power due to the thermal inertia of the system or corresponding element can be tolerated for a short time.
  • the feed-in limitation is relevant at the moment or in a future period.
  • This test is carried out in particular at least in the acquisition step and / or in the basic test step. In any case, this means that you can react immediately or plan ahead in the event of future feed restrictions. For example, steps can be taken in advance to implement the increase in the performance limit that take some time to implement.
  • electrical power in particular the power exceeding the initial power limit
  • electrical power is supplied to at least one consumer connected in the distribution network.
  • This also applies in particular to the case where the consumer connected to the distribution network has served as a criterion that the initial power limit can be exceeded at all. It can also be the case here that the cause of the initial feed-in limitation is not in the distribution network.
  • This proposal made here can also be used in other cases, or can also be used.
  • a concrete supply of power to a consumer can take place, for example, by voltage control in the electrical supply network, for example by corresponding reactive power feed-in by decentralized generators in the relevant network section and / or by step transformers.
  • a communication structure is preferably proposed, via which the wind energy system communicates with the consumer.
  • a ripple control can also be provided in which the wind energy system sends a signal to the consumer or consumers via a power line.
  • the at least one consumer is controlled depending on general criteria, such as, for example, time of day, solar radiation or wind speed.
  • the wind energy system can then, for example, rely on the consumer consuming a predetermined minimum power at a predetermined time, or it is specified that the consumer from a predetermined wind speed, e.g. easily measure or take from a weather forecast, an agreed minimum performance decreases.
  • This can also be referred to as a driver circuit or driver control.
  • the method is characterized in that tradable capacities of other power generators of the distribution network are used for feeding in electrical power above the initial power limit. It was recognized here that there are often several producers who feed into the same distribution network and such producers have different needs to exceed the initial performance limit. Such capacities are traded here and thus form tradable capacities, namely capacities of additional feed-in power.
  • This proposal can also be based on the variant that the existence of such tradable capacities or the possibility of trading such capacities was also the criterion or one of the criteria that the initial performance limit could be exceeded at all.
  • this proposed measure can also be combined with different criteria and this measure can also be combined with other measures or this measure can form a supplement.
  • this is proposed so that tradable capacities of photovoltaic systems, electrical storage and / or other wind farms connected to the distribution network are used. It was particularly recognized here that power from wind turbines or wind farms, i.e. power from wind, is often available in an anti-cyclical manner to power from photovoltaic systems, i.e. solar energy.
  • electrical stores from which the distribution network is fed can have tradable capacities, or at least absorb excess power and store them temporarily. This can also avoid or reduce wind farm curtailment in the event of a corresponding initial feed-in limitation. It may also make sense for a storage company not to feed stored amounts of electricity or to feed them in late. This frees up feed-in capacities that can be passed on to the wind energy system as a grid connection charge.
  • the method is characterized in that the wind energy system additionally comprises a photovoltaic system and optionally an electrical storage device which can store at least an energy quantity of 10 minutes nominal output of the wind farm.
  • the memory therefore has a significant storage capacity.
  • a wind farm and photovoltaic systems often work counter-cyclically and thus, with little output from one system, the other system has a lot of power and can feed in.
  • the peculiarity here is that the wind farm and solar systems are combined in the same wind energy system. As a result, such a power equalization can already be carried out within the wind energy system on account of the countercyclical power generation of both systems, as a result of which the initial feed-in limitation can be at least partially avoided.
  • the wind farm, the photovoltaic system and possibly the electrical storage device are each identified by a nominal power and the sum of these nominal powers forms a total power. If all of these systems are operated at nominal power, which is rarely the case at the same time, the wind energy system with the two or three systems together could generate the total power as the sum of all of their nominal powers.
  • the network connection point is limited to a fixed power value below the total power and above or in the range of the largest rated power of the named power.
  • the total power cannot be fed in due to the limitation of the grid connection point.
  • the network connection point is permanently limited to such a fixed power value, in particular such a limitation is essential because it can also be due to physical reasons.
  • this fixed power value is above the largest nominal power. If, for example, the wind farm has the largest nominal output, the fixed output value is in the range or above the nominal output of the wind farm and below the total output.
  • the grid connection point is underdimensioned with regard to the entire wind energy system, but for the wind farm alone it is well dimensioned or oversized.
  • the network connection point is dynamically limited to a dynamic power value below the largest nominal power.
  • a dynamic limitation is therefore proposed, which makes the grid connection point appear undersized even for the wind farm.
  • this limitation is dynamic and can be increased if necessary and at least allow more power than the nominal power of the wind farm.
  • Such a dynamic limitation of the network connection capacity means that the fixed power value to which the network connection point is limited is composed of a basic component and a dynamic component. E.g. the limit can be based on the nominal output of the wind farm as 100% from an 80- percentage basic component and a dynamic component of 30%, so that the fixed power value, to which the grid connection point is limited, is 110%. More than 110% cannot therefore be physically fed in via this grid connection point, and in this respect this fixed power value is fixed as an upper limit that cannot be exceeded.
  • This fixed performance value as an absolute upper limit i.e. the 110% mentioned by way of example, is composed of a basic share, for example of 80%, and a dynamic share of 30%.
  • the basic share is therefore always available, so that a feed-in of 80% is always possible, unless there are other reasons not to do so.
  • the 110% can only be achieved if this dynamic share of 30% is supplemented.
  • this dynamic share must first be procured as additional grid connection capacity. This can be done, for example, so that a corresponding capacity is still available in the connected distribution network, e.g. in the case of an under-utilized feeder.
  • a wind energy system for feeding electrical power into an electrical supply network at a network connection point is also proposed.
  • Such a wind energy system comprises at least one wind farm. It can also additionally include a photovoltaic system and instead or additionally an electrical storage device that can store at least an amount of energy in the amount of 10 minutes of nominal output of the wind farm.
  • a network topology is required for this wind energy system, in which the electrical supply network to which the wind energy system is connected via the network connection point has at least one distribution network and at least one further higher network section which is hierarchically above the distribution network. So there are at least two network levels and the wind energy system is connected to the distribution network above the network connection point, that is to say at the lower level.
  • the wind energy system further comprises a detection unit for detecting an initial feed-in limit related to the grid connection point, which specifies an initial power limit up to which the wind energy system can feed electrical power into the electrical supply network.
  • a detection unit can in particular be a process computer which is connected to an external unit via which it receives the initial feed-in limitation.
  • the initial feed-in limitation can thus, for example, be sent as a corresponding command signal to the detection unit, i.e. the process computer mentioned.
  • internal criteria for example a time-dependent feed-in limitation, have already been implemented in the detection unit, in particular the process computer mentioned, and the initial feed-in limitation is thereby detected.
  • the registration unit can also be part of a central parking computer.
  • a test unit for checking whether the park power that can be generated from the wind farm is limited by the initial feed-in limitation.
  • the test unit checks whether the park power that can be generated from wind is above the initial power limit, so that the wind power output is throttled by the initial power limit, in particular throttled to a power below the initial power limit.
  • the test unit can be connected as a process computer to a central park computer and can receive information about the park performance that can be generated from the wind farm.
  • the test unit can receive the initial feed-in limitation as information from the detection unit and base it on the test.
  • the test unit can also be part of a central parking computer.
  • an evaluation unit is provided for evaluating whether the initial power limit can be increased if it was recognized in the test unit that the parking power is being throttled.
  • the evaluation unit can be designed as a process computer and check whether the initial feed-in limitation can be exceeded under certain circumstances.
  • the evaluation unit can in particular also receive information from the registration unit about the initial feed-in limitation, including the cause of this feed-in limitation.
  • the evaluation unit can be part of a central parking computer.
  • a change unit is provided for increasing the initial performance limit to an increased performance limit if it was recognized in the evaluation unit that the performance limit can be increased.
  • the change unit can also be designed as a process computer and coupled to the evaluation unit in order to obtain from this information whether the initial performance limit can be increased at all.
  • the change unit can receive further information from the registration unit, for example, in order to be able to derive from this how much and perhaps for what time the power limit can be increased.
  • the change unit can also be part of a central parking computer, specifically that of central parking computer, which in a variant can include the registration unit, the test unit, the evaluation unit and the change unit.
  • the units there can be separated or structured as corresponding logical units.
  • a feed device is provided for feeding electrical power above the initial power limit if the change unit has increased the initial power limit to an increased power limit.
  • the infeed device can be controlled by the change unit and / or the central parking computer.
  • the feed device can in particular be an inverter for generating and feeding in an electrical alternating current.
  • the feed device can also be the entirety of all inverters of the individual wind turbines of the wind farm.
  • the change unit can also control the feed device and release it to increase the initial power limit in such a way that the power limit is lifted. Accordingly, the change unit can also set the performance limit again if the cancellation is no longer possible.
  • the evaluation unit checks whether the initial feed-in limitation can be changed via a limitation redistribution. This can be checked in particular as explained above in connection with the explanations for the feed-in procedure, in particular as explained in connection with the possible criteria for checking for the existence of a limitation redistribution.
  • the evaluation unit can in particular collect and evaluate the corresponding information. It can receive this information particularly from the registration unit.
  • the wind energy system be prepared to carry out a method according to at least one embodiment described above. In particular, a central parking computer is provided for this.
  • this parking computer can include the registration unit, the test unit, the evaluation unit and the change unit.
  • Such or another central parking computer is preferably connected to each wind energy installation of the wind farm via a park information network in order to thereby send information to the wind energy installation and / or to receive information from the wind energy installation.
  • a central parking computer is preferably with an external unit such as one external control center, in particular a control center of a network operator connected or connectable in order to receive information from there and / or to transmit information there.
  • Figure 1 shows a wind turbine in a perspective view.
  • Figure 2 shows a wind farm in a schematic representation.
  • FIG. 3 schematically shows a wind energy system together with part of an electrical supply network with other generators and consumers.
  • FIG. 1 shows a wind energy installation 100 with a tower 102 and a nacelle 104.
  • a rotor 106 with three rotor blades 108 and a spinner 110 is arranged on the nacelle 104.
  • the rotor 106 is set into a rotary movement by the wind and thereby drives a generator in the nacelle 104.
  • FIG. 2 shows a wind farm 112 with, for example, three wind energy plants 100, which can be the same or different.
  • the three wind energy plants 100 are therefore representative of basically any number of wind energy plants of a wind farm 112.
  • the wind energy plants 100 provide their power, namely in particular the electricity generated, via an electrical parking network 114.
  • the currents or powers of the individual wind turbines 100 generated in each case are added up and a transformer 116 is usually provided, which transforms up the voltage in the park in order to then feed into the supply network 120 at the feed-in point 118, which is also generally referred to as PCC.
  • FIG. 2 is only a simplified illustration of a wind farm 112, which shows no control, for example, although of course there is a control.
  • the parking network 114 can also be configured differently, for example by also having a transformer at the outlet of each wind energy installation 100, to name just one other exemplary embodiment.
  • FIG. 3 schematically shows a wind energy system 300, namely essentially in the left half of FIG. 3 and a part of an electrical supply network 302, namely essentially in the right half of FIG. 3.
  • the wind energy system 300 here has, by way of example, a wind farm 304 which runs through three wind turbines is also symbolically symbolized, a photovoltaic system 306 and an electrical storage 308.
  • a central parking computer 310 is provided, which can control the wind farm 304, but also the other elements of the wind energy system 300, namely especially the photovoltaic system 306 and the electrical storage 308.
  • the central parking computer 310 has a detection unit 31 1, a test unit 312, an evaluation unit 313 and a change unit 314.
  • the central park computer 310 can control the wind farm 304, the photovoltaic system 306 and the electrical store 308, which can be designed as a battery store, and can also receive information from there, which is indicated by a double arrow.
  • the communication between the central parking computer 310 and the wind farm 304 can in particular also take place individually with corresponding feed devices 316.
  • Each of the wind turbines can have such a feed device 316, which can in particular generate an electrical three-phase alternating current that can be fed in. This is indicated by the symbol of a semiconductor switch.
  • FIG. 3 clearly shows such an infeed device 316 only for one of the three symbolically represented wind energy plants and in the case of the others such an infeed device 316 is only indicated.
  • the change unit 314 can be connected to the feed devices 316 in order to transmit to them a signal for changing the electrical power to be fed.
  • the wind energy installation of the wind farm 304 as well as the photovoltaic installation 306 and possibly the electrical storage 308 can ice-feed into a first distribution network 324 via a park disconnector 318 and a park transformer 320 at a network connection point 322. They then also feed into the electrical supply network 302, of which the first distribution network 324 is a part.
  • the central parking computer 310 also communicates with an external control center 326, which can be operated in particular by a network operator who is responsible for the electrical supply network 302 or a part thereof. Here, too, information can be exchanged in both directions.
  • the receiving unit 31 1 can communicate with the external control center 326 and from there also receive an initial feed-in limitation as information.
  • the central parking computer 310, in particular the receiving unit 31 1, can also provide information on the origin or origin such an initial feed-in limitation. Such an initial feed-in limitation is related to network connection point 322.
  • the external control center 326 can also transmit further initial feed-in restrictions to other feeders, in particular to a symbolically represented second photovoltaic system 328.
  • This second photovoltaic system 328 is not part of the wind energy system 300, but feeds in independently and can therefore also have an independent switch.
  • the second photovoltaic system 328 could also feed into the electrical supply network 302 via a transformer, which is not shown here for the sake of simplicity.
  • many switches, similar to the parking switch 318, are shown symbolically in the electrical supply network 302 in FIG. 3, which are intended to illustrate particularly that there is the possibility of disconnection at various points. Possibly.
  • the network operator can also control such switches from his external control center 326 and query their position, which is indicated by corresponding double arrows. All switches similar to the parking switch 318 are shown open in FIG. 3 only for the purpose of better recognition. The normal operating case is that all of these switches are closed.
  • a second distribution network 330 and a third distribution network 332 are shown in addition to the first distribution network 324.
  • These three distribution networks 324, 330 and 332 can have the same hierarchical level and in particular also the same voltage level, although this is not a mandatory requirement.
  • a higher network section 334 lying above the first distribution network 324 and thus also above the second and third distribution network 330 or 332 is shown.
  • This higher network section 334 is among others connected to the first distribution network 324 via a high-voltage transformer 336 and a mains disconnector 338.
  • a settlement 340 is shown symbolically, which is connected to the second distribution network 330.
  • a factory 342 is connected to the third distribution network 332 as an industrial consumer.
  • a conventional power plant 344 is connected to the third distribution network 332 via a high-voltage transformer 346.
  • this representation can also illustrate a situation, according to which the conventional power plant 344 is connected to a higher-order network section connected.
  • the power plant can also be connected directly to the higher network section 334, for example.
  • the distribution networks 324, 330 and 332 shown, the higher network section 334, the consumers 340 and 342 and the feeders 328 and 344 can be seen as part of the electrical supply network, at least from the point of view of the wind energy system 300. From a different perspective, even the wind energy system 300 could be understood as part of the electrical supply network.
  • the central parking computer 310 particularly the receiving unit 31 1
  • receives an initial feed-in limitation from the control center 326 this can first be determined by the detection unit 311. This information can be passed on to the test unit 312. Based on this, the test unit can then check whether the park power that can be generated from the wind farm is limited by this initial feed-in limitation. In other words, the test unit 312 can in particular check whether there is sufficient wind at all for such an initial feed-in limitation to have any influence on the current feed-in state of the wind farm.
  • the evaluation unit 313 can evaluate whether this initial power limit can possibly be increased. If this is the case, the change unit 314 can increase the initial power limit, which was predetermined by the initial feed-in limitation, and also determine an increase value or a new value after the increase for the power to be fed in. The result can then be passed on to the feed-in devices 316, so that the wind turbines of the wind farm 304 can behave accordingly.
  • the previously specified and then possibly initially implemented initial feed-in limitation may also have been communicated to the wind energy plants in this way.
  • Various limit redistributions come into consideration, some of which will now be explained by way of example with reference to the illustrated constellation in FIG. 3.
  • one variant which is also good for illustration, is that the network operator, for which his control center 326 is representative, desires a power limitation for the transmission of power to the higher network section 334.
  • the higher network section 334 is also illustrated in FIG. 3 with a further separating sub-line 350, which is intended to indicate that the higher network section 334 can also be part of a transmission network or leads to a transmission network.
  • this exemplary desired limitation can be taken into account, namely a limitation of the power, which, to speak clearly, is to be transmitted via the high-voltage transformer 336.
  • the mains disconnect switch 338 is of course closed in this case.
  • This limitation can now have been distributed uniformly among the feeders, particularly the regenerative feeders, namely the wind energy system 300 and the second photovoltaic system 328. It then turned out for the wind energy system 300 that this initial feed-in limitation actually limits the feed-in, namely the wind farm here 304 must or should reduce its generated power. The reason for this, to put it graphically, can be uncomfortable autumn weather with strong wind and little sun. In this case, however, the second photovoltaic system 328 is located, which e.g. in terms of its nominal power can be greater than the photovoltaic system 306 of the wind energy system 300, far below the feed-in limit specified for it.
  • the wind energy system 300 can accordingly feed in more power than the initial feed-in limit prescribed for it.
  • the power limitation actually provided for the high-voltage transformer 336 is then still observed.
  • this example also comes into consideration if the second photovoltaic system 328, unlike illustrated in FIG. 3, would not be connected to the second distribution network 330 but to the same distribution network 324.
  • the symbolically represented factory 342 that is to say a bulk consumer, requires a great deal of power, or has even registered an increased power requirement.
  • Such information can be obtained, for example, from factory 342 or another ren large consumer, to the external control center 326 are given. The latter can forward this information to the central parking computer 310, so that this information finally also reaches the evaluation unit 313.
  • each of these distribution networks is in turn connected to the higher network section 334 via a different connection point and thus the power flows can be changed.
  • the limitation redistribution which applies to any embodiment, can also be synonymously referred to as power redistribution.
  • a further variant of the redistribution of limits or redistribution of benefits can consist in that a limitation of benefits is controlled via a cost function.
  • a power limit can be specified that is defined so that exceeding this power limit leads to a charge or a reduction in the feed-in tariff.
  • the wind energy system 300 shown can then check whether it is advisable to exceed the initial feed-in limit and thereby accept a reduction in the remuneration, or instead, particularly if the limit is limited in time, to feed power into the electrical store 308 .
  • the wind energy system can be indirectly controlled externally.
  • feeders such as the conventional power plant 344 shown by way of example, can save primary energy by reducing the feed-in, which is generally the case with a wind farm system. is not the case unless the wind energy system has an electrical store. Accordingly, it makes more sense for a conventional power plant to comply with a power limitation.
  • a solution is thus proposed to control a wind energy installation, a wind farm and / or a wind energy system in accordance with these general conditions.
  • the dynamic grid connection power does not only consist of a fixed limit, but is linked to a price
  • the wind power plant or the wind system can carry out a simple cost analysis. It can, in particular, be checked whether the expected feed-in price justifies an increase in the grid connection capacity. The same applies here Check whether free grid connection capacities of neighboring regenerative feeders can be used.
  • regenerative feeders with a variable grid connection power are combined systems consisting of wind turbines, photovoltaic systems and storage systems. Together, these can form a wind energy system.
  • the grid connection power of such a wind power system can be limited to 80% of the power of the wind power plants and can have, for example, a 30 percent dynamic share.
  • the grid connection power would be variably limited to a value of 80% to 110% of the nominal power of the wind farm of such a wind energy system.

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Abstract

Die Erfindung betrifft ein Verfahren zum Einspeisen elektrischer Leistung mittels eines wenigstens einen Windpark umfassenden Windenergiesystems in ein elektrisches Versorgungsnetz, an einem Netzverknüpfungspunkt, wobei das elektrische Versorgungnetz wenigstens ein Verteilnetz und wenigstens einen weiteren hierarchisch über dem Verteilnetz liegenden höheren Netzabschnitt aufweist, und der Netzverknüpfungspunkt an dem Verteilnetz angeschlossen ist, umfassend die Schritte in einem Erfassungsschritt Erfassen einer auf den Netzverknüpfungspunkt bezogenen anfänglichen Einspeisebegrenzung, die eine anfängliche Leistungsgrenze vorgibt, bis zu der das Windenergiesystem elektrische Leistung in das elektrische Versorgungsnetz einspeisen kann, in einem Grundprüfschritt Prüfen, ob die vom Windpark aus Wind erzeugbare Parkleistung durch die anfängliche Einspeisebegrenzung begrenzt wird, insbesondere ob sie über der anfänglichen Leistungsgrenze liegt, so dass der Windpark durch die anfängliche Leistungsgrenze in seiner Leistungsabgabe gedrosselt wird, insbesondere auf eine Leistung unterhalb der anfänglichen Leistungsgrenze gedrosselt wird, in einem Evaluierungsschritt, wenn in dem Grundprüfschritt erkannt wurde, dass die Parkleistung gedrosselt wird, Evaluieren ob die anfängliche Leistungsgrenze erhöht werden kann, in einem Änderungsschritt, wenn in dem Evaluierungsschritt erkannt wurde, dass die Leistungsgrenze erhöht werden kann, Erhöhen der anfänglichen Leistungsgrenze auf eine erhöhte Leistungsgrenze und Einspeisen elektrischer Leistung oberhalb der anfänglichen Leistungsgrenze, wenn im Änderungsschritt die anfängliche Leistungsgrenze auf eine erhöhte Leistungsgrenze erhöht wurde, wobei im Evaluierungsschritt geprüft wird, ob die anfängliche Einspeisebegrenzung über eine Begrenzungsumverteilung verändert werden kann.

Description

Einspeiseverfahren eines Windenergiesystems sowie Windenergiesystem
Die vorliegende Erfindung betrifft ein Verfahren zum Einspeisen elektrischer Leistung mittels eines Windenergiesystems. Die Erfindung betrifft auch eine Windenergieanlage, einen Windpark und ein Windenergiesystem, das wenigstens einen Windpark umfasst.
Windenergieanlagen und Windparks sind hinlänglich bekannt, sie speisen aus Wind gewonnene Leistung in ein elektrisches Versorgungsnetz ein. Je nach Land wird der Anteil solcher Windenergieanlagen, Windparks oder Windenergiesysteme zunehmend höher und damit auch ihre Bedeutung größer. Ein bedingungsloser Netzparallelbetrieb, bei dem Windenergieanlagen oder Windparks immer so viel Leistung in das elektrische Versorgungsnetz einspeisen, wie sie aufgrund des vorhandenen Windes und ihrer tech- nischen Leistungsfähigkeit jeweils aktuell erzeugen können, wird immer weniger eingehalten werden können.
Häufig kann das elektrische Versorgungsnetz aus ganz unterschiedlichen Gründen eine Leistungsbegrenzung für das Einspeisen elektrischer Leistung durch Windenergieanlagen, Windparks oder Windenergiesysteme begrenzen. Solche Begrenzungen können teilweise durch ausgelastete Netzkapazitäten begründet sein. Das kann bspw. seine Ursache darin haben, dass an einem bestehenden Netz immer mehr Windenergieanlagen oder Windparks angeschlossen werden. Besonders aus Gründen des Eigenschutzes und/oder aus Gründen der Netzstabilisierung oder auch aus Planungsgründen kann dann eine entsprechende Begrenzung der Einspeiseleistung vorgegeben werden. Eine solche Vorgabe wird häufig durch einen Netzbetreiber gemacht. Gemäß dem Dokument US 6,724,097 ist eine Lösung bekannt, die vorschlägt, einen Windpark an einen Netzverknüpfungspunkt anzuschließen, wobei die Nennleistung bzw. maximal mögliche Einspeiseleistung des Windparks größer ist als die Anschlusskapazität des Netzanschlusspunktes. Auch hier liegt die Überlegung zugrunde, dass ein Windpark häufig nicht mit Nennleistung betrieben wird und dann die Grenze der Anschlusskapazität nicht erreicht wird. Damit kann dann der Windpark im Grunde größer dimensioniert werden, als der Netzanschlusspunkt dimensioniert ist.
Besonders das Problem, dass auch eine dynamische Begrenzung der einzuspeisenden Leistung in Betracht kommt, wird hierdurch nicht berücksichtigt. Auch wird hier in Kauf genommen, dass im Falle ausreichenden Windes und ausreichend vieler verfügbarer Windenergieanlagen, wenn der Park also mehr Leistung erzeugen könnte, als der Netzanschlusspunkt zulässt, eine Drosselung vorgenommen werden muss, um nicht die Leistungsgrenze des Netzanschlusspunktes zu überschreiten.
Das Deutsche Patent- und Markenamt hat in der Prioritätsanmeldung zu vorliegender Anmeldung folgenden Stand der Technik recherchiert: WO 2018/006 921 A1 , DE 10 2012 101 928 A1 , DE 10 2013 207 264 A1 , US 2013/0 178 991 A1 , US 6,724,097 B1 .
Der vorliegenden Erfindung liegt somit die Aufgabe zugrunde, zumindest eines der o.g. Probleme zu adressieren. Insbesondere soll eine Lösung vorgeschlagen werden, die eine Abregelung einer Windenergieanlage, des Windparks oder eines Windenergiesystems möglichst gering hält. Zumindest soll zu bisher bekannten Lösungen eine alternative Lösung vorgeschlagen werden.
Erfindungsgemäß wird ein Verfahren zum Einspeisen elektrischer Leistung gemäß Anspruch 1 vorgeschlagen. Dieses Verfahren verwendet ein Windenergiesystem und ein solches Windenergiesystem umfasst einen Windpark. Das Windenergiesystem kann dabei aus dem Windpark ausschließlich bestehen, es kann aber auch weitere Einheiten enthalten, besonders eine Photovoltaikanlage und außerdem oder alternativ einen elektrischen Speicher. Es ist vorgesehen, dass das Windenergiesystem in ein elektrisches Versorgungsnetz an einem Netzverknüpfungspunkt einspeist. Dabei wird eine Topologie angenommen, bei der das elektrische Versorgungsnetz wenigstens ein Verteilnetz und wenigstens einen weiteren hierarchisch über dem Verteilnetz liegenden höheren Netzabschnitt aufweist. Insbesondere ist vorgesehen, dass der Netzverknüpfungspunkt an dem Verteilnetz angeordnet ist, so dass das Windenergiesystem also in das Verteilnetz einspeist. Ein hierarchisch über dem Verteilnetz liegender Netzabschnitt ist ein solcher, dem das Verteilnetz untergeordnet ist, insbesondere derart, dass mehrere oder viele Verteilnetzte diesem höheren Netzabschnitt untergeordnet sind. Besonders kann der höhere Netzab- schnitt eine höhere Spannung als das Verteilnetz aufweisen. Insbesondere kommt in Betracht, dass das Verteilnetz ein Mittelspannungsnetz und der höhere Netzabschnitt ein Hochspannungsnetz oder ein Höchstspannungsnetz in dem Sinne ist, wie der Fachmann diese Begriffe üblicherweise verwendet. Es kommt auch in Betracht, dass das Verteilnetz ein Hochspannungsnetz und der höhere Netzabschnitt ein Höchstspannungsnetz ist. Jedenfalls ist der Netzverknüpfungspunkt an dem Verteilnetz angeschlossen, so dass das Windenergiesystem in das Verteilnetz einspeist. Es kommt auch in Betracht, dass wenigstens ein weiteres Verteilnetz vorhanden ist, das mit diesem Verteilnetz, in das das Windenergiesystem einspeist, mittelbar oder unmittelbar verbunden ist, so dass ein Leistungsaustausch zwischen zwei oder mehreren solcher Verteilnetze durchgeführt werden kann. Das vorgeschlagene Verfahren umfasst mehrere Schritte.
Dabei wird in einem Erfassungsschritt eine auf den Netzverknüpfungspunkt bezogene anfängliche Einspeisebegrenzung erfasst. Eine solche anfängliche Einspeisebegrenzung ist eine, die eine Leistungsgrenze vorgibt, bis zu der das Windenergiesystem elektrische Leistung in das elektrische Versorgungsnetz einspeisen kann oder darf. Das kann be- sonders eine aktuelle Einspeisebegrenzung sein, es kann aber auch in der Zukunft liegende Einspeisebegrenzung sein, die dann in den weiteren Schritten auch sinnvollerweise für die entsprechende Zukunft berücksichtigt wird, und es kann auch, was später noch beschrieben wird, einen Verlauf einer Einspeisebegrenzung betreffen. Der wahrscheinlich einfachste Fall, der teilweise auch der Einfachheit halber nachfolgenden Erläu- terungen zugrunde liegt, ist der, bei dem die Einspeisebegrenzung einen festen Wert aufweist, der zumindest zunächst als temporär fester Wert vorliegt.
Diese Erfassung kann besonders bedeuten, dass ein entsprechender Grenzwert, nämlich die Leistungsgrenze von extern übertragen wird, also von außerhalb des Windenergiesystems an das Windenergiesystem übertragen wird. Im Erfassungsschritt wird also eine solche empfangene Leistungsgrenze ausgewertet und dem weiteren Verfahren zugrunde gelegt. Es kommt aber auch in Betracht, dass vorbekannte Bedingungen zu einer Leistungsgrenze führen. Bspw. kann in Abhängigkeit einer Netzfrequenz des elektrischen Versorgungsnetzes eine Leistungsbegrenzung vorgesehen sein, oder es sind generell kritische Zeiten bekannt, in denen eine Leistungsgrenze zu berücksichtigen wäre und dann kann in Abhängigkeit dieser vorbestimmten Zeiten die Leistungsgrenze erfasst, also ermittelt werden.
Es kommt auch in Betracht, dass eine Leistungsgrenze fest mit dem Netzverknüpfungspunkt verbunden ist, ihm also zugeordnet ist, und bspw. von extern eine Leistungsgrenze in unterschiedlichen Höhen empfangen werden kann und dann zu prüfen ist, ob die von extern erhaltene Leistungsgrenze relevant, also kleiner ist, als die dem Netzverknüpfungspunkt fest zugeordnete Grenze.
In einem Grundprüfschritt wird dann geprüft, ob die vom Windpark aus Wind erzeugbare Parkleistung durch die anfängliche Einspeisebegrenzung begrenzt wird. Insbesondere kann hier geprüft werden, ob sie über der anfänglichen Leistungsgrenze liegt, so dass der Windpark durch die anfängliche Leistungsgrenze in seiner Leistungsabgabe gedrosselt wird. Insbesondere kommt hier in Betracht, dass der Windpark auf eine Leistung unterhalb der anfänglichen Leistungsgrenze gedrosselt wird.
Besonders dann, wenn in dem Windenergiesystem nicht nur ein Windpark vorhanden ist, kommt aber in Betracht, dass sich die Drosselung erst aus der insgesamt erzeugten Leistung im Windenergiesystem ergibt. Mit anderen Worten könnte der Windpark alleine also unterhalb der Leistungsgrenze liegen, zusammen mit einer zusätzlich von einer Photovoltaikanlage erzeugten Leistung könnte die Summe dieser Leistung allerdings über der Leistungsgrenze liegen. Das kann dann trotzdem eine Konsequenz für die Leistungserzeugung des Windparks haben.
In dem Grundprüfschritt wird somit besonders geprüft, ob die anfängliche Einspeisebegrenzung überhaupt relevant ist, oder ob der Windpark bzw. das Windenergiesystem ohnehin in dem Moment vergleichsweise wenig Leistung erzeugt, die dadurch unter der Leistungsgrenze liegt. In einem Evaluierungsschritt wird dann evaluiert, ob die anfängliche Einspeisebegrenzung, also die anfängliche Leistungsgrenze erhöht werden kann. Dies erfolgt natürlich nur dann, wenn in dem Grundprüfschritt erkannt wurde, dass die Parkleistung überhaupt gedrosselt wird.
Hier wurde besonders erkannt, dass eine solche anfängliche Leistungsbegrenzung sehr unterschiedliche Gründe haben kann und diese Gründe, die bspw. zentrale Gründe sein können, zu einer bspw. nach einem pauschalen Schlüssel umgerechneten Einzelbegrenzung führt. Die Einspeisebegrenzung, die für den Netzverknüpfungspunkt vorgegeben wird, hat nämlich häufig eine übergeordnete Leistungsbegrenzung als Ursache, die für diverse Teilnehmer, um es allgemein auszudrücken, relevant ist und auf diese verteilt wird. Solche Teilnehmer können verschiedene Einspeiser sein, die ihrerseits jeweils in das elektrische Versorgungsnetz einspeisen. Es kann aber auch eine Leistungsgrenze des höheren Netzabschnitts die Ursache sein, zu dem Verteilnetze mehrere Teilnehmer sind, die dann eine entsprechende Begrenzung empfangen.
Das kann dann bedeuten, dass die Leistungsbegrenzung des konkreten Netzverknüpfungspunktes nicht unbedingt eingehalten werden müsste, solange das übergeordnete Gesamtziel, also die genannte übergeordnete Leistungsgrenze eingehalten wird. Eine solche übergeordnete Leistungsgrenze, oder auch ein anderes übergeordnetes Ziel, das zu dieser konkreten Leistungsgrenze am Netzverknüpfungspunkt geführt hat, kann sehr vielschichtig sein, was unten noch erläutert wird. Jedenfalls kommt häufig in Betracht, dass die anfängliche Einspeisebegrenzung, also anfängliche Leistungsgrenze in beson- deren Fällen und/oder bei Berücksichtigung besonderer Randbedingungen und/oder beim Ergreifen anderer Maßnahmen, verändert werden kann.
Genau das wird in dem Evaluierungsschritt herausgefunden. Und wenn der Evaluierungsschritt dann soweit erfolgreich war, dass diese Leistungsgrenze erhöht werden kann, wird das in einem Änderungsschritt durchgeführt. In dem Änderungsschritt wird also die anfängliche Einspeisebegrenzung und dann die anfängliche Leistungsgrenze auf eine erhöhte Einspeisebegrenzung bzw. eine erhöhte Leistungsgrenze erhöht.
Entsprechend kann dann elektrische Leistung oberhalb der anfänglichen Einspeisebegrenzung, also oberhalb der anfänglichen Leistungsgrenze eingespeist werden, wenn eine entsprechende Erhöhung im Änderungsschritt durchgeführt wurde. Dazu wird vorgeschlagen, dass im Evaluierungsschritt geprüft wird, ob die anfängliche Einspeisebegrenzung über eine Begrenzungsumverteilung verändert werden kann. Eine solche Begrenzungsumverteilung ist somit die Möglichkeit, die Einspeisebegrenzung ganz oder teilweise an dem Netzverknüpfungspunkt zu erhöhen, in dem eine Umverteilung der Begrenzung im elektrischen Versorgungsnetz durchgeführt wird. Liegt also eine Einspeisebegrenzung am Netzverknüpfungspunkt vor, wird geprüft, ob diese Einspeisebegrenzung stattdessen bspw. bei einem benachbarten Netzverknüpfungspunkt eines anderen Erzeugers angesetzt werden kann, ob also der vorliegende Netzverknüpfungspunkt mehr Einspeisung erlauben kann, wenn der benachbarte Netzverknüpfungspunkt weniger Einspeisung erlaubt. Eine Umverteilung kann auch bedeuten, dass die Einspeisebegrenzung des Netzverknüpfungspunktes an einen Übertragungspunkt von dem Verteilnetz in ein anderes Netz übertragen wird. In diesem Fall würde also nicht der Netzverknüpfungspunkt begrenzt, oder weniger begrenzt, sondern der genannte Anschlusspunkt des Verteilnetzes. Auch hierzu kann nicht generell angenommen werden, dass das möglich ist, sondern das ist zu prüfen. Kriterien dazu werden unten noch genannten und erläutert.
Es kommt auch in Betracht, dass eine Begrenzungsumverteilung auf mehrere Punkte im elektrischen Versorgungsnetz angewendet wird. Es werden dann also nicht nur zwei Punkte betrachtet und ein Teil der Begrenzung von dem einen Punkt auf den anderen verschoben, sondern in dem Fall mehr als zwei Punkte betrachtet und die Umverteilung erfolgt so, dass lediglich am Ende die Summe der Begrenzungen aller Punkte eingehalten wird. Das kann auch dynamisch erfolgen. Auch hier ist natürlich zu prüfen, ob eine solche Begrenzungsumverteilung überhaupt möglich ist, insbesondere ob die anfängliche Einspeisebegrenzung des Netzverknüpfungspunktes überhaupt von der Natur ist, dass sie nicht den Netzverknüpfungspunkt unmittelbar betrifft, sondern erst das Ergebnis der genannten Gesamtbetrachtung ist. Mit anderen Worten wäre das besonders dann der Fall, wenn die eigentliche Begrenzung gar nicht für den konkreten Netzverknüpfungs- punkt erforderlich ist, sondern an einer anderen Stelle eine allgemeine Begrenzung vorliegt, die auf die genannten Punkte wahlweise unterschiedlich aufgeteilt werden kann. Es ist also zu prüfen, ob eine Umverteilung in Betracht kommt.
Vorzugsweise wird vorgeschlagen, dass zur Prüfung, ob die anfängliche Einspeisebegrenzung über eine Begrenzungsumverteilung verändert werden kann, geprüft wird, ob wenigstens eines der folgenden Kriterien vorliegt, wobei sich die Kriterien auch inhaltlich überschneiden können. Es können auch mehrere Kriterien gleichzeitig vorliegen oder es kann auch ein Kriterium eine Bedingung für ein anderes Kriterium sein.
Ein mögliches Kriterium ist, ob die Einspeisebegrenzung nicht aus dem Verteilnetz resultiert. Hier liegt besonders der Gedanke zugrunde, dass somit das Verteilnetz keine Be- grenzung fordert und diese Begrenzungsanforderung lediglich von außen kommt. Solange also die von außen vorgegebene Begrenzung, also von außerhalb des betreffenden Verteilernetzes, von dem Verteilernetz auch nach außen hineingehalten wird, kann in dem Verteilernetz möglicherweise mit der anfänglichen Begrenzung anders umgegangen werden, nämlich derart, dass sie erhöht werden kann. Bspw. kann, um ein einfaches anschauliches Beispiel zu nennen, benachbart zum Windenergiesystem ein großer Verbraucher sein, der seinerseits in dem Moment auch viel Leistung benötigt. Dann kann das Windenergiesystem in dem Fall möglicherweise mehr Leistung einspeisen als aufgrund der anfänglichen Leistungsgrenze zugelassen war, weil diese eigentlich zu hohe Leistung, oder ein Teil davon, direkt in den beispielhaft genannten Verbraucher fließt und somit nach außerhalb des Verteilernetzes gar nicht erkennbar ist.
Als weiteres Kriterium kommt in Betracht, ob die Einspeisebegrenzung durch den höheren Netzabschnitt vorgegeben wird. Auch hier wurde erkannt, dass eine solche übergeordnete Leistungsbegrenzung auf einzelne Einspeiser wie das Windenergiesystem ver- teilt wurde, obwohl auch eine andere Verteilung in Betracht kommt, oder sogar sinnvoller ist. Auch hier kann der Gedanke zum Tragen kommen, dass eine Überschreitung der anfänglichen Leistungsgrenze an dem Windenergiesystem vertretbar oder sogar sinnvoll sein kann, wenn dies an andere Erzeuger und/oder Verbraucher angepasst wird. Auch hier kommt also in Betracht, dass die anfängliche Leistungsgrenze überschritten werden kann, wenn dies aber nach außerhalb des Verteilnetzes keine Auswirkung hat. Es kommt aber auch in Betracht, dass die insgesamt in dem Verteilnetz eingespeiste Leistung, die diese übergeordnete Leistungsbegrenzung erfährt, auch teilweise an einen anderen Netzabschnitt, wie bspw. ein benachbartes Verteilnetz übertragen werden kann, statt an den höheren Netzabschnitt, der diese Leistungsbegrenzung vorgegeben hat. Als ein Kriterium wird vorgeschlagen, dass geprüft, ob ein nicht überlasteter Netzabschnitt erkannt wurde. Hier liegt besonders der Gedanke zugrunde, dass ein überlasteter Netzabschnitt zu einer Leistungsbegrenzung führen kann, obwohl außerdem ein nicht überlasteter Netzabschnitt vorliegt, der mehr Leistung aufnehmen kann. Die Belastung des überlasteten Netzabschnittes zu verringern kann dann also nicht nur dadurch erreicht werden, dass weniger Leistung eingespeist wird, was die anfängliche Leistungsgrenze fordern würde, sondern dass eine zumindest teilweise Leistungsumverteilung durchgeführt wird, bei der die Leistung im oder zum überlasteten Netzabschnitt verringert und in oder zum nicht überlasteten Netzabschnitt erhöht wird. Somit ist auch dies eine Maßnahme, mit der ein Reduzieren der erzeugten Windleistung vermieden werden kann. Gleichzeitig wird auch eine Netzschwächung vermieden, denn - vereinfacht ausgedrückt - eine Leistungseinspeisung zu reduzieren, obwohl dies letztlich nicht nötig ist, kann zu einer Netzschwächung führen.
Ein weiteres Kriterium ist, festzustellen, dass keine physikalische Begrenzung des Netzverknüpfungspunktes vorliegt. Eine physikalische Grenze oder Begrenzung des Netzver- knüpfungspunktes kann bspw. durch die Gesamtleistung des Transformators oder eine Leitung zum Netzverknüpfungspunkt gegeben sein, oder durch Leitungen im Verteilnetz, die nur auf eine bestimmte Leistung ausgelegt sind, die nicht überschritten werden kann, um nicht die genannten Elemente zu gefährden. Eine Begrenzung eines Transformators vom Verteilnetz zu dem höheren Netzabschnitt gehört hier nicht dazu. Eine solche physi- kalische Grenze könnte nämlich ggf. umgangen werden, in dem entweder eine überhöhte Leistung erst gar nicht bis zu einem solchen Transformator gelangt und/oder dadurch, dass die Leistung oder ein Teil davon das Verteilnetz an einem anderen Verbindungspunkt verlässt.
Es kommt auch in Betracht, dass bspw. ein Netzbetreiber das Einspeisen elektrischer Leistung dadurch steuert, dass bspw. für eine einen gewissen Grenzwert überschreitende Leistung Strafkosten anfallen, also besonders wenn eine Einspeisebegrenzung überschritten wird. Was zunächst ein wirtschaftlicher Aspekt zu sein scheint, ist aber ein steuerungstechnisches Werkzeug, mit dem ein Verhalten der Einspeiser, wie das Verhalten des Windenergiesystems gesteuert werden kann, weil dadurch nämlich schwankende Windleistung nicht ohne Weiteres weitergegeben wird. Es kann auch aufgrund des Verhaltens der Einspeiser eine Anpassung der genannten Strafkosten vorgenommen werden, um auch dadurch die Leistungseinspeisung besser zu steuern. Insoweit kann durch das Verändern der Strafkosten eine Adaption dieses Steuerprozesses vorgenommen werden. Hier setzt die vorgeschlagene Lösung an, die ein solches, zumindest mögliches, Steuertool erkannt hat und dazu vorschlägt, auch dies zu berücksichtigen. Da solche Strafkosten besonders vom Netzbetreiber vorgegeben werden können, kann und wird das entsprechende Windenergiesystem auch die entsprechende Information darüber von dem Netzbetreiber erhalten. Dadurch kann dies auf einfache Art und Weise berücksichtigt werden.
Wird also erkannt, dass die Einspeisebegrenzung an Strafkosten geknüpft ist, kann berechnet werden, ob das Einhalten der oberen Leistungsgrenze ertragreicher ist, oder das bewusste Einspeisen mit Leistung oberhalb der Leistungsgrenze. Dadurch kann ein Netzbetreiber durch Vorgabe solcher Strafkosten die betreffenden Einspeiser Steuern.
Als weiteres Kriterium wird vorgeschlagen, zu prüfen, ob die Einspeisebegrenzung Teil mehrerer Einspeisebegrenzungen des Verteilnetzes ist, die so vorgegeben sind, dass die Summe der Einspeisebegrenzungen unter einer Summenbegrenzung liegen, wobei wenigstens eine Einspeisebegrenzung höher werden kann, solange die Summe der Einspeisebegrenzungen unter einer Summenbegrenzung bleibt. In diesem Fall kann im Grunde konkret zwischen mehreren Einspeisern Leistung getauscht werden bzw. Leistungskontingente getauscht werden. So kann bspw. ein Einspeiser, der gerade mehr als seine Leistungsgrenze einspeisen kann, das Kontingent oder einen Teil des Kontingentes eines benachbarten Erzeugers verwenden, der in dem Moment nicht bis zur anfänglichen Leistungsgrenze einspeisen kann.
Das kann bspw. relevant sein, wenn einer der Einspeiser ein Windpark und ein anderer Einspeiser eine Photovoltaikanlage ist. Dann kommt es regelmäßig vor, dass bei einer Wettersituation viel Windenergie aber wenig Sonnenergie vorhanden ist, oder umgekehrt. Dann kann bspw. ein Windpark oder Windenergiesystem bei starkem Wind oberhalb der anfänglichen Leistungsgrenze einspeisen, wenn denn eine solche vorhanden ist, wenn eine Photovoltaikanlage, die an dasselbe Verteilnetz angeschlossen, in dem Moment wenig Leistung einspeisen kann und unter ihrer anfänglichen Leistungsgrenze liegt. In diesem einfachen Beispiel kann dann das Windenergiesystem so viel mehr Leistung oberhalb der anfänglichen Leistungsgrenze einspeisen, wie die Photovoltaikanlage aufgrund geringer Sonnenenergie unterhalb ihrer anfänglichen Leistungsgrenze bleibt.
Ein solches Ausnutzen anderer Kontingente muss aber nicht auf ein Verteilnetz beschränkt sein, sondern kann auch zwischen mehreren Verteilnetzen ausgetauscht wer- den, oder sogar mit höheren Netzabschnitten.
Gemäß einem weiteren Kriterium wird geprüft, ob für wenigstens einen weiteren Leistungserzeuger, der in dasselbe Verteilnetz einspeist, eine Einspeisebegrenzung vorgesehen ist, die der weitere Leistungserzeuger nicht ausnutzt. Dieses Kriterium betrifft also konkret den Gedanken, auf Kontingente zwischen Leistungserzeugern ausgetauscht werden. Besonders betrifft das den Gedanken, dass ein Leistungserzeuger, der grundsätzlich auch als Einspeiser bezeichnet werden kann, mehr Leistung als die anfängliche Leistungsbegrenzung einspeisen kann, wenn der weitere Leistungserzeuger, also der weitere Einspeiser entsprechend weniger Leistung als die anfängliche Leistungsgrenze einspeist.
Somit wird hier besonders vorgeschlagen, dass eine Leistungshöhe, um die der wenigstens eine weitere Leistungserzeuger unterhalb einer für ihn einzuhaltenden Leistungs- grenze liegt, als handelbare Kapazität anderen Einspeisern, insbesondere anderen Leistungserzeugern wie dem Windenergiesystem, ganz oder teilweise zur Nutzung angeboten werden. Es wird also eine Leistungshöhe erfasst, um die der wenigstens eine weitere Leistungserzeuger unterhalb seiner Leistungsgrenze liegt und dies wird als handelbare Kapazität, was auch als handelbares Kontingent bezeichnet werden kann, anderen Einspeisern bzw. Leistungserzeugern gegeben. Dadurch können Leistungserzeuger, die oberhalb ihrer Leistungsgrenze einspeisen könnten, dennoch einspeisen, in dem sie ein solches, freies Kontingent nutzen.
Ein weiteres vorgeschlagenes Kriterium ist so gestaltet, dass die anfängliche Einspeisebegrenzung ihre Ursache im höheren Netzabschnitt hat und ein benachbartes Verteilnetz Leistung aufnehmen kann, um dadurch eine Überschreitung der anfänglichen Einspeisebegrenzung zu ermöglichen. Das Verteilnetz ist also unmittelbar, zumindest anderweitig als über den höheren Netzabschnitt, mit einem weiteren benachbarten Verteilnetz gekoppelt. Leistung kann also nicht nur zum höheren Netzabschnitt übertragen werden, sondern auch zum benachbarten Verteilnetz. Tritt nun eine Engstelle im höheren Netzab- schnitt auf, oder ein ähnliches Problem, das zu einer Ursache der anfänglichen Einspeisebegrenzung führt, kann tatsächlich eine Leistungsübertragung zum höheren Netzabschnitt entsprechend verringert werden. Durch die weitere Verwendung des benachbarten Verteilnetzes kann aber darüber dann stattdessen Leistung übertragen werden. Dadurch kann die anfängliche Einspeisebegrenzung und damit entsprechend die anfäng- liehe Leistungsgrenze überschritten werden. Diese eigentlich zu hohe Leistung wird nämlich anderweitig abgeführt, nämlich zum benachbarten Verteilnetz.
Somit wurden diverse Kriterien vorgeschlagen, die auch kombiniert werden können, die sich teilweise auch überschneiden, und dazu führen, dass ggf. eine anfängliche Einspeisebegrenzung nicht oder nicht vollständig eingehalten zu werden braucht. Eine Leis- tungsreduzierung kann also abgewendet werden oder zumindest abgeschwächt werden. Hier liegt besonders die Überlegung zugrunde, dass erkannt wurde, dass häufig eine anfängliche Einspeisebegrenzung nicht unabdingbar ist und das es wichtig ist, zu erkennen, was der Grund für diese anfängliche Einspeisebegrenzung ist. Es kann Fälle geben, in denen eine solche anfängliche Einspeisebegrenzung eingehalten werden muss. Es gibt aber auch viele Fälle, die sich besonders aus den o.g. Kriterien ergeben, in denen eine anfängliche Einspeisebegrenzung umgehbar ist. Dabei wurde auch erkannt, dass es nicht ausreicht, diese Umgehbarkeit dem Grunde nach festzustellen, sondern im Lichte des Grundes für diese Umgehbarkeit auch entsprechende Maßnahmen zu ergreifen, damit die Begrenzung zumindest teilweise umgangen werden kann.
Gemäß einer Ausführungsform wird vorgeschlagen, dass in dem Änderungsschritt die erhöhte Leistungsgrenze als zeitlicher Verlauf angegeben wird und außerdem oder alternativ eine Einspeiseprognose bestimmt wird, die für einen Prognosezeitraum einen zeitlichen Verlauf der einzuspeisenden Leistung vorsieht. Hier wurde besonders erkannt, dass eine Einspeisebegrenzung häufig auch von Netzzuständen und anderen Umständen abhängen kann, die sich ändern können, mitunter schnell ändern können und/oder mitunter kontinuierlich ändern können. Bei der Evaluierung der Ursache der anfänglichen Leistungsbegrenzung kann auch erkannt werden, ob ein Grund für die anfängliche Leistungsbegrenzung vorliegt, der variabel ist und ggf. wie variabel er ist, also wie er sich ändern kann. Daraus kann eine Art Fahrplan für die Erhöhung der Leistungsgrenze abgeleitet werden. Ein solcher Fahrplan bildet insoweit einen zeitlichen Verlauf der erhöhten Leistungsgrenze.
Bspw. kann der Grund für die Leistungsbegrenzung in einem Netzwiederaufbau eines entfernten Netzabschnittes liegen. Der Verlauf eines solchen Netzwiederaufbaus kann recht gut vorhergesagt werden und entsprechend kann ein solcher zeitlicher Verlauf der erhöhten Leistungsgrenze ebenfalls vorhergesagt werden. Eine andere Möglichkeit der Angabe eines solchen zeitlichen Verlaufs kann daran liegen, dass von Verbrauchern in der Nähe bekannt ist, dass sie bspw. zu bestimmten Zeitpunkten ihren Leistungsbedarf erhöhen oder verringern und entsprechend kann dann die erhöhte Leistungsgrenze entsprechend hoch oder niedrig sein, wenn die Leistungsabnahme dieses Verbrauchers der Grund dafür ist, oder mit ein Grund dafür ist, dass das Windenergiesystem die anfängliche Leistungsgrenze erhöhen kann.
Bspw. kann auch ein Messen der Leistungsaufnahme von Verbrauchern durchgeführt werden, um eine erhöhte Leistungsgrenze zu bestimmen. Das kann besonders ergän- zend durchgeführt werden, um bspw. eine Prognose anzupassen. Das kann besonders dann sinnvoll sein, wenn dabei ein Messwert über der Vorhersage liegt, dann kann das zusätzliche Netzanschlusskapazität für das Windenergiesystem schaffen. Es kommt aber auch in Betracht, dass eine erhöhte Leistungsgrenze aufgrund einer Windvorhersage erkennbar nur für gewisse Zeitabschnitte benötigt wird. Fällt also bspw. die Windgeschwindigkeit ab, was aufgrund einer Wettervorhersage bekannt sein kann, kann anfangs eine erhöhte Leistungsgrenze gewünscht sein, die später aufgrund des abfallenden Windes nicht mehr benötigt wird. In diesem Fall wäre der zeitliche Verlauf der erhöhten Leistungsgrenze so, dass diese langsam abfällt, bis sie die anfängliche Leistungsgrenze erreicht hat und dann unterschreitet.
Statt der Vorgabe der erhöhten Leistungsgrenze als zeitlichen Verlauf, oder zusätzlich dazu, kann auch eine Einspeiseprognose bestimmt werden, die für einen Prognosezeit- raum einen zeitlichen Verlauf der einzuspeisenden Leistung vorsieht. Dies kann auch einen zeitlichen Verlauf oder Abschnitt des zeitlichen Verlaufs beinhalten, bei dem die einzuspeisende Leistung selbst unterhalb der anfänglichen Leistungsgrenze liegt, zumindest temporär. Eine solche Einspeiseprognose kann bspw. auf Wetterdaten, also einer Wettervorhersage, beruhen. Besonders dann, wenn ein Leistungskontingent berücksich- tigt wird, wenn also eine Art Leistungshandel zwischen mehreren Einspeisern oder zwischen Einspeisern und Verbrauchern stattfindet, kann eine solche Einspeiseprognose hilfreich sein, damit klar ist, wann das betreffende Windenergiesystem Leistungskapazitäten benötigt oder Leistungskapazitäten freigeben kann. Vorzugsweise wird eine solche Einspeiseprognose mit einer Genauigkeitsangabe begleitet, die eine Aussage dazu macht, wie groß eine Abweichung von dieser Prognose bzw. diesem Prognoseverlauf zu erwarten ist. Damit kann eine Planbarkeit basieren auf einer solchen Einspeiseprognose verbessert werden.
Gemäß einer Ausführungsform wird vorgeschlagen, dass elektrische Leistung, die der Windpark aus Wind erzeugt und die wegen der anfänglichen Einspeisebegrenzung nicht eingespeist werden kann, zur Versorgung parkinterner Lasten verwendet wird. Dies beinhaltet natürlich auch den Fall, dass die Leistungsgrenze erhöht werden konnte, sie gleichwohl immer noch so niedrig ist, dass weiterhin eine Reduzierung der eingespeisten Leistung erforderlich ist, wenn auch in geringerem Umfang.
Hier wurde besonders erkannt, dass dadurch eine Reduzierung der erzeugten Leistung aus Wind verhindert oder zumindest verringert werden kann. Dabei sind steuerbare Lasten solche, die bei Bedarf ihre Leistungsaufnahme erhöhen können. Solche Lasten können bspw. Kühlhäuser sein, sollte der Windpark bzw. das Windenergiesystem in der Nähe eines solchen Kühlhauses stehen, das auch Teil einer Elektrotankstelle sein kann, die einen angeschlossenen Rastplatz hat und von dem Windenergiesystem versorgt wird bzw. Teil von dem Windenergiesystem bildet. Ein solches Kühlhaus hat üblicherweise eine so hohe thermische Kapazität, dass auch mehrere Stunden ohne Energie oder ohne viel Energie die Temperatur in einem akzeptablen Bereich halten kann. Die Kühlung kann dann also gestartet werden, wenn ein solcher Fall der anfänglichen Einspeisebegrenzung auftritt.
Ein anderer steuerbarer Verbraucher kann einer sein, der elektrischen Strom in eine andere Energieform wandelt, z.B. in Methan oder Wasserstoff.
Gemäß einer weiteren Ausgestaltung wird vorgeschlagen, dass bei einer Kopplung der Einspeisebegrenzung an Strafkosten für eine Überschreitung eine Überschreitungshöhe bewertet wird, mit der die eingespeiste Leistung die anfängliche Leistungsgrenze überschreitet. Insbesondere wird vorgeschlagen, eine Strafkostenfunktion für die Strafkosten in Abhängigkeit der Überschreitungshöhe aufzustellen. Damit kann die Überschreitung zahlenmäßig bewertet und weiterverarbeitet werden.
Dazu wird insbesondere weiter vorgeschlagen, dass eine Vergütungsfunktion für eine Einspeisevergütung in Abhängigkeit der Überschreitungshöhe aufgestellt wird. Dadurch kann ein Anreiz für den Betreiber des Windenergiesystems geschaffen werden, eine Überschreitung möglichst nicht durchzuführen, oder nur bis zu einem bestimmte Grad durchzuführen. Damit kann eine Steuerbarkeit erreicht werden, denn je höher die Strafkosten sind, umso eher könnte sich der Betreiber des Windenergiesystems entscheiden, die überschreitende Leistung nicht noch weiter zu erhöhen. Es wird also durch eine solche Vergütungsfunktion eine Möglichkeit eines externen Steuereingriffs geschaffen.
Besonders wird dazu weiter vorgeschlagen, dass ein Überschreiten der eingespeisten Leistung über die anfängliche Leistungsgrenze in Abhängigkeit einer Gegenüberstellung der Strafkostenfunktion und der Vergütungsfunktion gesteuert wird. Insbesondere kann dies so ausgestaltet sein, dass ein Überschreiten der eingespeisten Leistung in einer solchen Höhe vorgenommen wird, dass die Strafkostenfunktion die Vergütungsfunktion nicht überschreitet. Es kann also so gesteuert werden, dass die Strafkosten die Vergütung nicht überschreiten. Auch das ist ein Steuerungsmittel, dass selbst der Netzbetreiber einsetzen kann. Schließlich kennt er die Vergütungskosten und kann dann durch ein entsprechendes Festsetzen der Strafkostenfunktion die Überschreitung der anfänglichen Leistungsgrenze indirekt steuern. Gemäß einer Ausführungsform wird vorgeschlagen, dass zusätzlich das Einspeisen in Abhängigkeit einer Maximalgrenze gesteuert wird, die oberhalb der anfänglichen Leistungsgrenze liegt und nicht überschritten werden darf. Entsprechend ist wenigstens eine zweistufige Prüfung vorzunehmen, nämlich zunächst ob die anfängliche Leistungsgrenze überschritten werden kann, und wenn das der Fall ist, ob die erhöhte Leistungsgrenze unterhalb der Maximalgrenze liegt, bzw. dass die erhöhte Leistungsgrenze durch die Maximalgrenze begrenzt wird. Dadurch können besonders auch technisch unabdingbare Obergrenzen berücksichtigt werden. Damit können besonders auch Beschädigungen von Elementen vermieden werden. Vorzugsweise ist eine solche Maximalgrenze als zeitlicher Verlauf ausgebildet, der besonders kurzzeitige Erhöhungen zulässt. Kurzzeitige Leistungserhöhungen selbst oberhalb einer technisch bedingten dauerhaften Obergrenze können bspw. bei thermisch bedingten Obergrenzen sinnvoll sein. Bei thermischen Obergrenzen kann ein kurzzeitiges Ansteigen einer Leistung aufgrund thermischer Trägheit des Systems bzw. entsprechenden Elementes kurzzeitig tolerierbar sein. Vorzugsweise wird geprüft, ob die Einspeisebegrenzung momentan oder in einem zukünftigen Zeitraum relevant ist. Diese Prüfung wird insbesondere wenigstens in dem Erfassungsschritt und/oder in dem Grundprüfschritt durchgeführt. Dadurch kann jedenfalls sofort reagiert werden, oder bei zukünftigen Einspeisebegrenzungen entsprechend vorgeplant werden. So können bspw. bereits im Vorfeld Schritte zur Umsetzung der Erhöhung der Leistungsgrenze eingeleitet werden, die etwas Zeit zur Umsetzung benötigen.
Gemäß einer Ausgestaltung wird vorgeschlagen, dass zum Einspeisen elektrischer Leistung oberhalb der anfänglichen Leistungsgrenze elektrische Leistung, insbesondere die die anfängliche Leistungsgrenze überschreitende Leistung, wenigstens einem in dem Verteilnetz angeschlossenen Verbraucher zugeführt wird. Dies betrifft besonders auch den Fall, dass der in dem Verteilnetz angeschlossene Verbraucher als Kriterium gedient hat, dass überhaupt eine Überschreitung der anfänglichen Leistungsgrenze möglich ist. Ebenfalls kann hier der Fall zugrunde liegen, dass die Ursache für die anfängliche Einspeisebegrenzung nicht in dem Verteilnetz seine Ursache hat. Dieser hier gemachte Vorschlag kann aber auch in anderen Fällen zur Anwendung kommen, bzw. zusätzlich zur Anwendung kommen. Jedenfalls wird hier vorgeschlagen, einen Verbraucher desselben Verteilnetzes Leistung zukommen zu lassen, um dadurch diese Leistung erzeugen und einspeisen zu können, ohne dass aber Leistungsgrenzen in anderen Bereichen des elektrischen Versorgungsnetzes, z.B. an einem Übergabepunkt von dem Verteilnetz zu dem höheren Netzabschnitt, überschritten werden müssen. Ein solches konkretes Zuführen von Leistung an einen Verbraucher kann bspw. durch eine Spannungssteuerung im elektrischen Versorgungsnetz erfolgen, bspw. durch entsprechende Blindleistungseinspeisung durch dezentrale Erzeuger in dem relevanten Netzab- schnitt und/oder durch Stufentransformatoren. Vorzugsweise wird dazu eine Kommunikationsstruktur vorgeschlagen, über die das Windenergiesystem mit dem Verbraucher Kommuniziert. Neben einer Kommunikation über Funknetze oder Telefonnetze, einschließlich Mobiltelefonnetze, kann auch eine Rundsteuerung vorgesehen sein, bei der das Windenergiesystem ein Signal über eine Stromleitung an den bzw. die betreffenden Verbraucher sendet.
Als weitere Variante wird vorgeschlagen, dass eine Steuerung des wenigstens einen Verbrauchers abhängig allgemeiner Kriterien erfolgt, wie bspw. Uhrzeit, Sonneneinstrahlung oder Windgeschwindigkeit. Das Windenergiesystem kann sich dann bspw. darauf verlassen, dass der Verbraucher zu einer vorbestimmten Uhrzeit eine festgelegte Mindestleistung aufnimmt, oder es ist festgelegt, dass der Verbraucher ab einer vorbestimmten Windgeschwindigkeit, die er z.B. leicht messen oder einem Wetterbericht entnehmen kann, eine vereinbarte Mindestleistung abnimmt. Das kann auch als Mitnahmeschaltung oder Mitnahmesteuerung bezeichnet werden.
Gemäß einer Ausführungsform ist das Verfahren dadurch gekennzeichnet, dass zum Einspeisen elektrischer Leistung oberhalb der anfänglichen Leistungsgrenze handelbare Kapazitäten anderer Leistungserzeuger des Verteilnetzes genutzt werden. Hier wurde erkannt, dass häufig mehrere Erzeuger vorhanden sind, die in dasselbe Verteilnetz einspeisen und solche Erzeuger aber einen unterschiedlichen Bedarf an einem Überschreiten der anfänglichen Leistungsgrenze haben. Solche Kapazitäten werden hier gehandelt und bilden somit handelbare Kapazitäten, nämlich Kapazitäten zusätzlich einspeisbarer Leistung.
Auch dieser Vorschlag kann von der Variante ausgehen, dass das Vorhandensein solcher handelbarer Kapazitäten bzw. überhaupt der Möglichkeit, solche Kapazitäten zu handeln, auch das Kriterium war, oder eines der Kriterien war, dass überhaupt die an- fängliche Leistungsgrenze überschritten werden kann. Aber auch diese vorgeschlagene Maßnahme kann mit unterschiedlichen Kriterien kombiniert werden und diese Maßnahme kann auch mit anderen Maßnahmen kombiniert werden bzw. diese Maßnahme kann eine Ergänzung bilden. Besonders wird dies dafür vorgeschlagen, dass handelbare Kapazitäten an das Verteilnetz angeschlossener Photovoltaikanlagen, elektrischer Speicher und/oder weiterer Windparks genutzt werden. Hier wurde besonders erkannt, dass häufig Leistung von Windenergieanlagen bzw. Windparks, also Leistung aus Wind, antizyklisch zu Leistung aus Photovoltaikanlagen, also Sonnenergie, vorhanden ist. Wenn also der Windpark viel Leistung einspeisen kann, kann eine Photovoltaikanlage häufig nur wenig Leistung einspeisen, oder umgekehrt. Dadurch sind meist solche vorgeschlagenen handelbaren Kapazitäten, nämlich handelbare Leistungskapazitäten, vorhanden. Es kann auch sein, dass eine lokale Wetterlage, z.B. ein Gewitter, bei der Photovoltaikanlage eine geringere Einspeisung, als angenommen, verursacht, aber mehr beim Wind vorhanden ist. Die nicht genutzte Kapazität kann dann von der Photovoltaikanlage oder einem Photovoltaik- anlagen-Park a den Windpark weitergegeben werden. Es kommt auch in Betracht, dass bspw. ein benachbarter Windpark auf Grund einer Wartung nicht oder nur reduziert einspeist und dadurch Kapazitäten verfügbar hat. Ebenso können elektrische Speicher, aus denen in das Verteilnetz eingespeist wird, handelbare Kapazitäten haben, oder zumindest überschüssige Leistung aufnehmen und Zwischenspeichern. Auch das kann ein Abregeln des Windparks im Falle einer entsprechenden anfänglichen Einspeisebegrenzung vermeiden oder verringern. Auch kann es für einen Speicherbetrieb sinnvoll sein, gespeicherte Strommengen nicht oder verspätet einzuspeisen. Dadurch werden Einspeisekapazitäten frei, die entgeltlich als Netzanschlussleistung an das Windenergiesystem weitergegeben werden können.
Gemäß einer Ausführungsform ist das Verfahren dadurch gekennzeichnet, dass das Windenergiesystem zusätzlich eine Photovoltaikanlage und optional einen elektrischen Speicher umfasst, der wenigstens eine Energiemenge von 10 Minuten Nennleistung des Windparks speichern kann. Der Speicher hat also eine signifikante Speicherkapazität. Auch hier wird ausgenutzt, dass ein Windpark und Photovoltaikanlagen häufig antizyklisch arbeiten und somit bei wenig Leistung des einen Systems das andere System viel Leistung hat und Einspeisen kann. Hier ist die Besonderheit, dass Windpark und Solaranlagen in demselben Windenergiesystem zusammengefasst sind. Dadurch kann ein solcher Leistungsausgleich aufgrund der genannten antizyklischen Leistungserzeugung beider Systeme bereits innerhalb des Windenergiesystems vorgenommen werden, wodurch unmittelbar die anfängliche Einspeisebegrenzung zumindest teilweise umgangen werden kann. Dazu wird zudem vorgeschlagen, dass der Windpark, die Photovoltaikanlage und ggf. der elektrische Speicher jeweils durch eine Nennleistung gekennzeichnet sind und die Summe dieser Nennleistungen eine Summenleistung bildet. Wenn also alle diese Systeme mit Nennleistung betrieben werden, was allerdings selten gleichzeitig der Fall ist, könnte das Windenergiesystem mit den zwei bzw. drei Systemen zusammen die Summenleistung als Summe aller ihrer Nennleistungen erzeugen.
Das dient allerdings nur der Veranschaulichung und stattdessen wird hier vorgeschlagen, dass der Netzanschlusspunkt fest auf einen festen Leistungswert unterhalb der Summenleistung und oberhalb oder im Bereich der größten Nennleistung der genannten Nennleis- tungen begrenzt ist. Die Summenleistung kann also aufgrund der Begrenzung des Netzanschlusspunktes gar nicht eingespeist werden. Insoweit ist der Netzanschlusspunkt fest auf einen solchen festen Leistungswert begrenzt, insbesondere ist eine solche Begrenzung unabdingbar, weil sie auch physikalisch bedingt sein kann. Außerdem liegt dieser feste Leistungswert oberhalb der größten Nennleistung. Hat also bspw. der Windpark die größte Nennleistung, so liegt der feste Leistungswert im Bereich oder oberhalb der Nennleistung des Windparks und unterhalb der Summenleistung. Der Netzanschlusspunkt ist insoweit im Hinblick auf das gesamte Windenergiesystem unterdimensioniert, für den Windpark alleine aber gut dimensioniert, oder überdimensioniert. Dadurch entstehen ggf. noch Reserven, dass bei Betrieb des Windparks mit Nennleistung bspw. noch etwas PV Leistung erzeugt und eingespeist werden kann. Auch hier liegt der Gedanke zugrunde, dass kaum zu erwarten ist, dass der Windpark und die Photovoltaikanlage gleichzeitig Nennleistung erreichen können, sondern das Erreichen der Nennleistung bei beiden zueinander antizyklisch zu erwarten ist.
Dazu wird nun zusätzlich, zumindest optional, vorgeschlagen, dass der Netzanschluss- punkt dynamisch auf einen dynamischen Leistungswert unterhalb der größten Nennleistung begrenzt ist. Es wird also eine dynamische Begrenzung vorgeschlagen, die damit den Netzanschlusspunkt selbst für den Windpark unterdimensioniert erscheinen lässt. Diese Begrenzung ist allerdings dynamisch und kann ggf. erhöht werden und zumindest mehr Leistung als Nennleistung des Windparks zulassen. Unter einer solchen dynamischen Begrenzung der Netzanschlusskapazität ist zu verstehen, dass sich der feste Leistungswert, auf die der Netzanschlusspunkt begrenzt ist, zusammensetzt aus einem Grundanteil und einem dynamischen Anteil. Bspw. kann die Begrenzung bezogen auf Nennleistung des Windparks als 100 % aus einem 80- prozentigen Grundanteil und einem dynamischen Anteil von 30% zusammengesetzt sein, so dass der feste Leistungswert, auf den Netzanschlusspunkt fest begrenzt ist, 110 % beträgt. Mehr als 110 % kann über diesen Netzanschlusspunkt also auch physikalisch nicht eingespeist werden, und insoweit ist dieser feste Leistungswert als Obergrenze fest, die nicht überschritten werden kann.
Dieser feste Leistungswert als absolute Obergrenze, also die beispielhaft genannten 110 %, setzen sich aber aus einem Grundanteil, bspw. von 80 %, und einem dynamischen Anteil von 30 % zusammen. Der Grundanteil ist somit grundsätzlich vorhanden, so dass also eine Einspeisung von 80 % grundsätzlich immer möglich ist, sofern keine anderen Gründe dagegen sprechen. Die 110 % können aber nur erreicht werden, wenn dieser dynamische Anteil von 30 % ergänzt wird. Dazu muss dieser dynamische Anteil erst noch als zusätzliche Netzanschlusskapazität beschafft werden. Das kann bspw. so erfolgen, dass eine entsprechende Kapazität noch im angeschlossenen Verteilnetz vorhanden ist, z.B. bei einem nicht ausgelasteten Einspeiser. Erfindungsgemäß wird auch ein Windenergiesystem zum Einspeisen elektrischer Leistung in ein elektrisches Versorgungsnetz an einem Netzverknüpfungspunkt vorgeschlagen. Ein solches Windenergiesystem umfasst wenigstens einen Windpark. Es kann auch zusätzlich eine Photovoltaikanlage beinhalten und stattdessen oder zusätzlich einen elektrischen Speicher, der wenigstens eine Energiemenge in Höhe von 10 Minuten Nennleistung des Windparks speichern kann.
Für dieses Windenergiesystem wird eine Netztopologie vorausgesetzt, bei der das elektrische Versorgungsnetz, an das das Windenergiesystem über den Netzverknüpfungspunkt angeschlossen ist, wenigstens ein Verteilnetz und wenigstens einen weiteren hierarchisch über dem Verteilnetz liegenden höheren Netzabschnitt aufweist. Es liegen also wenigstens zwei Netzebenen vor und das Windenergiesystem ist über dem Netzverknüpfungspunkt an dem Verteilnetz angeschlossen, also an der unteren Ebene.
Das Windenergiesystem umfasst weiter eine Erfassungseinheit zum Erfassen einer auf den Netzverknüpfungspunkt bezogenen anfänglichen Einspeisebegrenzung, die eine anfängliche Leistungsgrenze vorgibt, bis zu der das Windenergiesystem elektrische Leistung in das elektrische Versorgungsnetz einspeisen kann. Eine solche Erfassungseinheit kann besonders ein Prozessrechner sein, der mit einer externen Einheit verbunden ist, über die er die anfängliche Einspeisebegrenzung erhält. Der anfänglichen Einspeisebegrenzung kann also bspw. als entsprechendes Befehlssignal an die Erfassungs- einheit, also den genannten Prozessrechner übertragen werden. Es kommt aber auch in Betracht, dass interne Kriterien, z.B. eine zeitabhängige Einspeisebegrenzung, in der Erfassungseinheit, besonders dem genannten Prozessrechner, bereits implementiert sind und dadurch die anfängliche Einspeisebegrenzung erfasst wird. Die Erfassungseinheit kann auch Teil eines zentralen Parkrechners sein.
Weiterhin ist eine Prüfeinheit vorgesehen zum Prüfen, ob die vom Windpark aus Wind erzeugbare Parkleistung durch die anfängliche Einspeisebegrenzung begrenzt ist. Insbesondere prüft die Prüfeinheit, ob die aus Wind erzeugbare Parkleistung über der anfänglichen Leistungsgrenze liegt, so dass der Windpark durch die anfängliche Leistungsgrenze in seiner Leistungsabgabe gedrosselt wird, insbesondere auf eine Leistung unterhalb der anfänglichen Leistungsgrenze gedrosselt wird. Die Prüfeinheit kann dazu als Prozessrechner mit einem zentralen Parkrechner verbunden sein und darüber Informationen über die vom Windpark aus Wind erzeugbare Parkleistung erhalten. Außerdem kann die Prüfeinheit die anfängliche Einspeisebegrenzung als Information von der Erfassungsein- heit erhalten und das Prüfung zugrunde legen. Die Prüfeinheit kann auch Teil eines zentralen Parkrechners sein.
Weiterhin ist eine Evaluierungseinheit vorgesehen, zum Evaluieren, ob die anfängliche Leistungsgrenze erhöht werden kann, wenn in der Prüfeinheit erkannt wurde, dass die Parkleistung gedrosselt wird. Besonders kann die Evaluierungseinheit hierbei als Pro- zessrechner ausgebildet sein und prüfen, ob die anfängliche Einspeisebegrenzung unter gewissen Umständen doch überschritten werden kann. Dazu kann die Evaluierungseinheit besonders auch Informationen von der Erfassungseinheit über die anfängliche Einspeisebegrenzung einschließlich der Ursache für diese Einspeisebegrenzung bekommen. Die Evaluierungseinheit kann Teil eines zentralen Parkrechners sein. Außerdem ist eine Änderungseinheit vorgesehen zum Erhöhen der anfänglichen Leistungsgrenze auf eine erhöhte Leistungsgrenze, wenn in der Evaluierungseinheit erkannt wurde, dass die Leistungsgrenze erhöht werden kann. Auch die Änderungseinheit kann als Prozessrechner ausgebildet sein und mit der Evaluierungseinheit gekoppelt sein, um von dieser Informationen zu erhalten, ob die anfängliche Leistungsgrenze überhaupt erhöht werden kann. Weiterhin kann die Änderungseinheit bspw. weitere Informationen von der Erfassungseinheit erhalten, um daraus ableiten zu können, wie stark und vielleicht auch für welche Zeit die Leistungsgrenze erhöht werden kann. Auch die Änderungseinheit kann ebenso Teil eines zentralen Parkrechners sein, nämlich besonders des zentralen Parkrechners, der in einer Variante die Erfassungseinheit, die Prüfeinheit, die Evaluierungseinheit und die Änderungseinheit umfassen kann. Die Einheiten können dort gemäß einer Ausführungsform als entsprechende logische Einheiten getrennt oder strukturiert sein. Außerdem ist eine Einspeisevorrichtung vorgesehen zum Einspeisen elektrischer Leistung oberhalb der anfänglichen Leistungsgrenze, wenn durch die Änderungseinheit die anfängliche Leistungsgrenze auf eine erhöhte Leistungsgrenze erhöht wurde. Besonders kann die Einspeisevorrichtung dazu von der Änderungseinheit und/oder dem zentralen Parkrechner angesteuert werden. Die Einspeisevorrichtung kann besonders ein Wechsel- richter zum Erzeugen und Einspeisen eines elektrischen Wechselstroms sein. Die Einspeisevorrichtung kann aber auch die Gesamtheit aller Wechselrichter der einzelnen Windenergieanlagen des Windparks sein. Im einfachsten Fall kann auch die Änderungseinheit die Einspeisevorrichtung derart ansteuern und zum Erhöhen der anfänglichen Leistungsgrenze freigeben, dass die Leistungsgrenze aufgehoben wird. Entsprechend kann die Änderungseinheit die Leistungsgrenze auch wieder neu setzen, wenn die Aufhebung nicht mehr möglich ist.
Es wird nun auch für dieses Windenergiesystem vorgeschlagen, dass durch die Evaluierungseinheit geprüft wird, ob die anfängliche Einspeisebegrenzung über eine Begrenzungsumverteilung verändert werden kann. Dies kann besonders so geprüft werden, wie oben im Zusammenhang mit den Erläuterungen zum Einspeiseverfahren erläutert wurde, insbesondere wie im Zusammenhang mit den möglichen Kriterien zum Prüfen auf das Vorliegen einer Begrenzungsumverteilung erläutert wurde. Die Evaluierungseinheit kann dabei besonders die entsprechenden Informationen Zusammentragen und auswerten. Diese Information kann sie besonders von der Erfassungseinheit erhalten. Insbesondere wird vorgeschlagen, dass das Windenergiesystem dazu vorbereitet ist, ein Verfahren gemäß wenigstens einer vorstehend beschriebenen Ausführungsform auszuführen. Insbesondere ist dafür ein zentraler Parkrechner vorgesehen.
Insbesondere kann dieser Parkrechner die Erfassungseinheit, die Prüfeinheit, die Evaluierungseinheit und die Änderungseinheit umfassen. Ein solcher oder auch anderer zent- raler Parkrechner ist vorzugsweise über ein Parkinformationsnetz mit jeder Windenergieanlage des Windparks verbunden, um dadurch Informationen an die Windenergieanlagen zu senden und/oder Informationen von den Windenergieanlagen zu erhalten. Zusätzlich ist ein solcher zentraler Parkrechner vorzugsweise mit einer externen Einheit wie einem externen Steuerzentrum, insbesondere einem Steuerzentrum eines Netzbetreibers verbunden oder verbindbar, um von dort Informationen zu erhalten und/oder dorthin Informationen zu übertragen.
Nachfolgend wird die Erfindung exemplarisch anhand von Ausführungsformen unter Bezugnahme auf die begleitenden Figuren näher erläutert.
Figur 1 zeigt eine Windenergieanlage in einer perspektivischen Darstellung.
Figur 2 zeigt einen Windpark in einer schematischen Darstellung.
Figur 3 zeigt schematisch ein Windenergiesystem zusammen mit einem Teil eines elektrischen Versorgungsnetzes mit weiteren Erzeugern und Verbrauchern. Figur 1 zeigt eine Windenergieanlage 100 mit einem Turm 102 und einer Gondel 104. An der Gondel 104 ist ein Rotor 106 mit drei Rotorblättern 108 und einem Spinner 110 angeordnet. Der Rotor 106 wird im Betrieb durch den Wind in eine Drehbewegung versetzt und treibt dadurch einen Generator in der Gondel 104 an.
Figur 2 zeigt einen Windpark 112 mit beispielhaft drei Windenergieanlagen 100, die gleich oder verschieden sein können. Die drei Windenergieanlagen 100 stehen somit repräsentativ für im Grunde eine beliebige Anzahl von Windenergieanlagen eines Windparks 112. Die Windenergieanlagen 100 stellen ihre Leistung, nämlich insbesondere den erzeugten Strom über ein elektrisches Parknetz 114 bereit. Dabei werden die jeweils erzeugten Ströme bzw. Leistungen der einzelnen Windenergieanlagen 100 aufaddiert und meist ist ein Transformator 116 vorgesehen, der die Spannung im Park hochtransformiert, um dann an dem Einspeisepunkt 118, der auch allgemein als PCC bezeichnet wird, in das Versorgungsnetz 120 einzuspeisen. Fig. 2 ist nur eine vereinfachte Darstellung eines Windparks 112, die beispielsweise keine Steuerung zeigt, obwohl natürlich eine Steuerung vorhanden ist. Auch kann beispielsweise das Parknetz 114 anders ge- staltet sein, indem beispielsweise auch ein Transformator am Ausgang jeder Windenergieanlage 100 vorhanden ist, um nur ein anderes Ausführungsbeispiel zu nennen.
Figur 3 zeigt schematisch ein Windenergiesystem 300, nämlich im Wesentlichen in der linken Hälfte der Figur 3 und einen Teil eines elektrischen Versorgungsnetzes 302, nämlich im Wesentlichen in der rechten Hälfte der Figur 3. Das Windenergiesystem 300 weist hier exemplarisch einen Windpark 304 auf, der durch drei Windenergieanlagen exempla- risch symbolisiert ist, außerdem eine Photovoltaikanlage 306 und einen elektrischen Speicher 308. Außerdem ist ein zentraler Parkrechner 310 vorgesehen, der den Windpark 304 ansteuern kann, aber auch die übrigen Elemente des Windenergiesystems 300, nämlich besonders auch die Photovoltaikanlage 306 und den elektrischen Speicher 308. Der zentrale Parkrechner 310 weist dafür eine Erfassungseinheit 31 1 , eine Prüfeinheit 312, eine Evaluierungseinheit 313 und eine Änderungseinheit 314 auf. Diese vier Einheiten können jeweils als Mikroprozessor vorgesehen sein und sind daher als m-i , m2, m3 bzw. P4 gekennzeichnet. Der zentrale Parkrechner 310 kann den Windpark 304, die Photovoltaikanlage 306 und den elektrischen Speicher 308, der als Batteriespeicher ausgebildet sein kann, ansteuern und von dort auch Informationen empfangen, was jeweils durch einen Doppelpfeil angedeutet ist.
Die Kommunikation des zentralen Parkrechners 310 mit dem Windpark 304 kann besonderes auch einzeln mit entsprechenden Einspeisevorrichtungen 316 erfolgen. Jede der Windenergieanlagen kann eine solche Einspeisevorrichtung 316 aufweisen, die beson- ders einen einspeisbaren elektrischen dreiphasigen Wechselstrom erzeugen kann. Das ist durch das Symbol eines Halbleiterschalters angedeutet. Die Figur 3 zeigt eine solche Einspeisevorrichtung 316 nur für eine der drei symbolisch dargestellten Windenergieanlagen deutlich und bei den übrigen ist eine solche Einspeisevorrichtung 316 nur angedeutet. Besonders kann die Änderungseinheit 314 mit den Einspeisevorrichtungen 316 verbunden sein, um ihnen ein Signal zum Verändern der einzuspeisenden elektrischen Leistung zu übertragen.
Die Windenergieanlage des Windparks 304 als auch die Photovoltaikanlage 306 und ggf. der elektrische Speicher 308 können über einen Parktrennschalter 318 und einen Parktransformator 320 an einem Netzverknüpfungspunkt 322 in ein erstes Verteilnetz 324 eispeisen. Damit speisen sie dann auch in das elektrische Versorgungsnetz 302 ein, von dem das erste Verteilnetz 324 ein Teil ist.
Der zentrale Parkrechner 310 kommuniziert zudem mit einer externen Leitstelle 326, die besonders von einem Netzbetreiber, der für das elektrische Versorgungsnetz 302 oder einen Teil davon verantwortlich ist, betrieben werden kann. Auch hier können Informatio- nen in beiden Richtungen ausgetauscht werden. Insbesondere kann die Empfangseinheit 31 1 mit der externen Leitstelle 326 kommunizieren und von dort auch eine anfängliche Einspeisebegrenzung als Information erhalten. Weiterhin kann der zentrale Parkrechner 310, insbesondere die Empfangseinheit 31 1 auch Informationen zur Herkunft oder Ursa- che einer solchen anfänglichen Einspeisebegrenzung erhalten. Eine solche anfängliche Einspeisebegrenzung ist dabei auf den Netzverknüpfungspunkt 322 bezogen.
Die externe Leitstelle 326 kann dabei auch weitere anfängliche Einspeisebegrenzungen an andere Einspeiser übertragen, insbesondere an eine symbolisch dargestellte zweite Photovoltaikanlage 328. Diese zweite Photovoltaikanlage 328 ist nicht Teil des Windenergiesystems 300, sondern speist eigenständig ein und kann daher auch einen eigenständigen Schalter aufweisen. Die zweite Photovoltaikanlage 328 könnte auch über einen Transformator in das elektrische Versorgungsnetz 302 einspeisen, was hier der Einfachheit halber nicht dargestellt ist. Überhaupt sind in dem elektrischen Versorgungsnetz 302 der Figur 3 symbolisch viele Schalter, ähnlich dem Parkschalter 318 eingezeichnet, die besonders veranschaulichen sollen, dass an diversen Stellen die Möglichkeit einer Auftrennung besteht. Ggf. kann der Netzbetreiber von seiner externen Leitstelle 326 solche Schalter auch ansteuern und ihre Stellung abfragen, was jeweils durch entsprechende Doppelpfeile angedeutet ist. Sämtli- che dem Parkschalter 318 ähnliche Schalter sind in der Figur 3 nur zum Zwecke der besseren Erkennbarkeit geöffnet dargestellt. Der normale Betriebsfall ist, dass all diese Schalter geschlossen sind.
Neben dem ersten Verteilnetz 324 sind ein zweites Verteilnetz 330 und ein drittes Verteilnetz 332 dargestellt. Diese drei Verteilnetzte 324, 330 und 332 können die gleiche Hie- rarchieebene haben und insbesondere auch die gleiche Spannungsebene, wenngleich das keine zwingende Voraussetzung ist.
Außerdem ist ein über dem ersten Verteilnetz 324 und damit auch über dem zweiten und dritten Verteilnetz 330 bzw. 332 liegender höherer Netzabschnitte 334 eingezeichnet. Dieser höhere Netzabschnitt 334 ist dabei u.a. über einen Hochspannungstransformator 336 und einen Netztrennschalter 338 mit dem ersten Verteilnetz 324 verbunden.
Weiterhin ist symbolisch eine Siedlung 340 gezeigt, die an das zweite Verteilnetz 330 angeschlossen ist. Weiterhin ist eine Fabrik 342 als industrieller Verbraucher an das dritte Verteilnetz 332 angeschlossen. An das dritte Verteilnetz 332 ist auch noch veranschaulichend ein konventionelles Kraftwerk 344 über einen Hochspannungstransformator 346 angeschlossen. Diese Darstellung kann aber auch eine Situation veranschaulichen, demnach das konventionelle Kraftwerk 344 an einen Netzabschnitt höherer Ordnung angeschlossen ist. Besonders kann das Kraftwerk bspw. auch direkt an den höheren Netzabschnitt 334 angeschlossen sein.
Grundsätzlich sind die gezeigten Verteilnetze 324, 330 und 332, der höhere Netzabschnitt 334, die Verbraucher 340 und 342 sowie die Einspeiser 328 und 344 als Teil des elektrischen Versorgungsnetzes zu sehen, jedenfalls aus Sicht des Windenergiesystems 300. Aus anderer Sicht könnte selbst das Windenergiesystem 300 als Teil des elektrischen Versorgungsnetzes verstanden werden.
Anhand dieser schematischen Darstellung einer Konstellation eines elektrischen Versorgungsnetzes 302 mit Windenergiesystem 300 kann zumindest ein Teil des erfindungs- gemäßen Gedankens erläutert werden. Empfängt der zentrale Parkrechner 310, besonders die Empfangseinheit 31 1 , von der Leitstelle 326 eine anfängliche Einspeisebegrenzung, so kann dies zunächst von der Erfassungseinheit 311 festgestellt werden. Diese Information kann an die Prüfeinheit 312 weitergegeben werden. Die Prüfeinheit kann dann darauf basierend prüfen, ob die vom Windpark aus Wind erzeugbare Parkleistung durch diese anfängliche Einspeisebegrenzung begrenzt ist. Mit anderen Worten kann die Prüfeinheit 312 besonders prüfen, ob überhaupt ausreichend Wind vorhanden ist, damit eine solche anfängliche Einspeisebegrenzung überhaupt auf den derzeitigen Einspeisezustand des Windparks einen Einfluss hat.
Die Evaluierungseinheit 313 kann dann, wenn sich herausgestellt hat, dass die anfängli- che Einspeisebegrenzung für den Windpark relevant ist, evaluieren, ob diese anfängliche Leistungsbegrenzung evtl doch erhöht werden kann. Ist das der Fall, kann die Änderungseinheit 314 die anfängliche Leistungsgrenze, die durch die anfängliche Einspeisebegrenzung vorgegeben wurde, ggf. erhöhen und dabei auch entsprechend einen Erhöhungswert bzw. einen neuen Wert nach Erhöhung für die einzuspeisende Leistung be- stimmen. Das Ergebnis kann sie dann an die Einspeisevorrichtungen 316 geben, so dass sich die Windenergieanlagen des Windparks 304 entsprechend verhalten können. Im Übrigen kann auf diesem Wege auch die zuvor vorgegebene und dann möglicherweise zunächst auch umgesetzte anfängliche Einspeisebegrenzung den Windenergieanlagen mitgeteilt worden sein. Es kommen verschiedene Begrenzungsumverteilungen in Betracht, von denen einige anhand der veranschaulichten Konstellation der Figur 3 nun exemplarisch erläutert werden sollen. Besonders besteht eine Variante, die auch gut zur Veranschaulichung dient, darin, dass der Netzbetreiber, für den repräsentativ seine Leitstelle 326 steht, eine Leistungsbegrenzung für die Übertragung von Leistung in den höheren Netzabschnitt 334 wünscht. Der höhere Netzabschnitt 334 ist im Übrigen in Figur 3 veranschaulichend mit einer weiteren sich auftrennenden Teilleitung 350 gezeigt, die andeuten soll, dass der höhere Netzabschnitt 334 auch Teil eines Übertragungsnetzes sein kann, oder zu einem Übertragungsnetz hinführt. Besonders auch aus Gründen des Schützens oder Steuerns eines solchen Übertragungsnetzes kann diese beispielhafte gewünschte Begrenzung in Betracht kommen, nämlich eine Begrenzung der Leistung, die anschaulich gesprochen über den Hochspannungstransformator 336 übertragen werden soll. Der Netztrennschalter 338 ist natürlich in diesem Fall geschlossen.
Diese Begrenzung kann nun gleichmäßig verteilt worden sein auf die Einspeiser, besonders auf die regenerativen Einspeiser, nämlich das Windenergiesystem 300 und die zweite Photovoltaikanlage 328. Für das Windenergiesystem 300 hat sich dann herausgestellt, dass diese anfängliche Einspeisebegrenzung tatsächlich die Einspeisung begrenzt, hier nämlich der Windpark 304 seine erzeugte Leistung reduzieren muss bzw. müsste. Der Grund hierfür kann, um es anschaulich auszudrücken, ungemütliches Herbstwetter mit starkem Wind und wenig Sonne sein. In diesem Fall liegt dann aber die zweite Photovoltaikanlage 328, die z.B. hinsichtlich ihrer Nennleistung größer sein kann, als die Photovoltaikanlage 306 des Windenergiesystems 300, weit unter der ihr vorgegebenen Einspeisebegrenzung. Wenn das Windenergiesystem 300 das weiß, weil nämlich besonders die Evaluierungseinheit 313 das evaluiert hat, so kann das Windenergiesystem 300 entsprechend mehr Leistung als die für sie vorgegebene anfängliche Einspeisebegrenzung diktiert hat, einspeisen. Die eigentlich für den Hochspannungstransformator 336 vorgesehene Leistungsbegrenzung wird dann nämlich trotzdem eingehalten.
Im Übrigen kommt dieses genannte Beispiel auch dann in Betracht, wenn die zweite Photovoltaikanlage 328, anders als in Figur 3 veranschaulicht, nicht an dem zweiten Verteilnetz 330, sondern an denselben Verteilnetz 324 angeschlossen wäre. Als weitere Variante, die auch mit der o.g. genannten kombiniert werden kann, kommt in Betracht, dass bekannt ist, dass die symbolisch dargestellte Fabrik 342, also ein Großverbraucher, sehr viel Leistung benötigt, oder sogar einen erhöhten Leistungsbedarf angemeldet hat. Eine solche Information kann z.B. von der Fabrik 342 oder einem ande- ren Großverbraucher, an die externe Leitstelle 326 gegeben werden. Diese kann diese Information an den zentralen Parkrechner 310 weitergeben, so dass diese Information schließlich auch zur Evaluierungseinheit 313 gelangt.
Ist also dieser hohe oder sogar erhöhte Leistungsbedarf der Fabrik 324 bekannt, besteht ebenfalls die Möglichkeit, dass das Windenergiesystem 300 die eigentlich vorgegebene anfängliche Einspeisebegrenzung überschreitet diese erhöhte Leistung fließt dann aber, zumindest teilweise, unmittelbar zum Großverbraucher, also hier zu der Fabrik 342, ohne dass diese Leistung den Hochspannungstransformator 336 passieren muss. Auch dieses ist insoweit eine Umverteilung, weil nämlich die anfängliche Einspeisebegrenzung, die ihre Ursache in dem höheren Netzabschnitt 334 hat, anderweitig verteilt werden kann, in dem die überschüssige Leistung quasi an der Problemstelle vorbeigeleitet wird. Auch insoweit ist hier aus Gründen der besseren Veranschaulichung der Hochspannungstransformator 336 genannt, ohne dass dieser tatsächlich das Problem sein muss. Dieser Hochspannungstransformator 336 kann insoweit als Übertragungspunkt zum höheren Netzabschnitt 334 verstanden werden.
Es kommen auch noch weitere Begrenzungsumverteilungen in Betracht, nämlich ganz generell die beiden weiteren Verteilnetze, also das zweite und dritte Verteilnetz 330 bzw. 332 zu verwenden. Dabei kann auch in Betracht kommen, dass jedes dieser Verteilnetze seinerseits über einen anderen Verknüpfungspunkt mit dem höheren Netzabschnitt 334 verbunden ist und darüber somit die Leistungsflüsse geändert werden können.
Insoweit kann die Begrenzungsumverteilung, was für jegliche Ausführungsformen gilt, synonym auch als Leistungsumverteilung bezeichnet werden.
Eine weitere Variante der Begrenzungsumverteilung oder Leistungsumverteilung kann darin bestehen, dass eine Leistungsbegrenzung über eine Kostenfunktion gesteuert wird. Bspw. kann eine Leistungsbegrenzung vorgegeben werden, die so definiert ist, dass ein Überschreiten dieser Leistungsbegrenzung zu einer Kostenabgabe führt bzw. zu einer Reduzierung der Einspeisevergütung. Das gezeigte Windenergiesystem 300 kann in diesem Fall dann prüfen, ob es ratsam ist, die anfängliche Einspeisebegrenzung zu überschreiten und dadurch eine Reduktion der Vergütung zu akzeptieren, oder stattdes- sen, besonders wenn die Begrenzung zeitlich begrenzt ist, Leistung in den elektrischen Speicher 308 einzuspeisen. Dadurch kann eine von extern indirekt eine Steuerung des Windenergiesystems vorgenommen werden. Es kommt aber auch in Betracht, dass solche technisch wirksamen Steuerungen über Kosten oder Vergütungen für die Summe aller Beteiligten, also besonders der Einspeiser und Verbraucher, unterschiedliche Wirkungen entfalten kann, so dass eine insgesamt stabile Steuerung resultiert. Besonders kann eine Kostenvorgabe für das Überschreiten einer anfänglichen Einspeisebegrenzung einhergehen mit einer Kostenverringerung für Verbraucher, die Leistung entnehmen, wie das bspw. vom sog. Nachstrom der Fall ist, bei dem selbst Endverbraucher wie kleine Haushalte nachts den Strom günstiger erhalten als tagsüber. Überschreitet also das Windenergiesystem die anfängliche Einspeisebegrenzung, mit dem Ergebnis, dass die Vergütung verringert wird, kann dafür bspw. von den Haushalten der Siedlung 340 günstiger Strom erhalten werden, der dann auch in Anspruch genommen wird. Andere Einspeiser, wie das beispielhaft gezeigte konventionelle Kraftwerk 344 können durch eine geringere Einspeisung Primärenergie sparen, was bei einem Windparksystem grds. nicht der Fall ist, es sei denn das Windenergiesystem hat einen elektrischen Speicher. Entsprechend ergibt das für ein konventionelles Kraft- werk mehr Sinn, einer Leistungsbegrenzung nachzukommen.
All dies kann dann in der Summe dazu führen, dass insgesamt eine gewünschte Leistungsbilanz entsteht, weil also bspw. der Windpark zwar mehr Leistung einspeist, ein konventioneller Einspeiser aber weniger einspeist und ein Verbraucher teilweise dann mehr Leistung konsumiert. Es wurde somit erkannt, dass davon auszugehen ist, dass zukünftig in Verteil- und Übertragungsnetzen eine netzauslastungs- und netzkapazitätsabhängige Berechnung der Netznutzung sinnvoll sein kann. Besonders kommt dann eine variable Bewertung der Netzanschlussleistung in Betracht, ebenso wie eine dynamische Beschränkung.
Somit wird eine Lösung vorgeschlagen, eine Windenergieanlage, einen Windpark und/oder ein Windenergiesystem entsprechend dieser Rahmenbedingungen zu steuern.
Besonders werden dazu Windparks mit einer variablen Netzanschlussleistung vorgeschlagen. Damit kann auch ein variables Netzentgelt berücksichtigt werden.
Es kann eine Erhöhung des Anlagenertrags bzw. eine Vermeidung von Ertragsausfällen realisiert werden. Dazu wird berücksichtigt, dass es im wohl einfachsten Fall zukünftig zu einer einfachen, temporären und/oder dynamischen Limitierung der Netzanschlusskapazität kommen kann, nämlich auf einen dynamischen Anschlusswert als Alternative oder Ergänzung zu einem Einspeisemanagement. Darauf kann somit auch durch die einfache Beschränkung der Parkleistung auf diesen dynamischen Anschlusswert reagiert werden.
Es wird aber vorgeschlagen, besonders für einen erlösoptimierten Betrieb, bspw. auf Parkebene zu überprüfen, ob die Limitierung aus dem Verteilnetz resultiert oder aufgrund einer Beschränkung aus den höheren Netzebenen.
Weiter wird vorgeschlagen, zu überprüfen, ob die Limitierung die aktuelle Einspeisung oder die zukünftige Einspeisung betrifft und ob es zu möglichen Ertragsausfällen kommen kann. Kommt die Limitierung aus den höheren Netzebenen und droht eine Abregelung, besteht die Chance auf sekundäre Vermarktung der Strommengen im Verteilnetz, wodurch dann doch eine Abregelung vermieden werden kann.
Besteht keine Möglichkeit der sekundären Vermarktung, besteht u.U. die Möglichkeit, Netzanschlusskapazität anderer in der Nähe befindlicher Einspeiser temporär zumindest teilweise mit zu nutzen, beispielsweise von Photovoltaikanlagen oder Windparks mit noch verfügbarer Netzanschlussleistung, oder auch von Windparks, welche sich aktuell in der Wartung befinden.
Als weitere Möglichkeit, die auch ergänzt werden kann, kommt die Nutzung parkinterner Lasten anstelle der Einsenkung der erzeugten Leistung in Betracht. Erst wenn keine Möglichkeit der Netzanschlusskapazitätserhöhung besteht, muss sich der Windpark oder das Windenergiesystem abregeln.
Es wurde erkannt, dass ergänzend die vorgeschlagenen Lösungen auch wirtschaftliche Vorteile haben können.
Besteht nämlich bspw. die dynamische Netzanschlussleistung nicht nur aus einer festen Grenze, sondern ist sie an einen Preis gekoppelt, kann in einer weiteren Ausführungsform die Windenergieanlage oder das Windsystem eine einfache Kostenbetrachtung durchführen. Dabei kann, besonders zusätzlich, geprüft werden, ob die erwartete Einspeisung preislich eine Erhöhung der Netzanschlusskapazität rechtfertigt. Auch hier gilt es zu prüfen, ob u.U. freie Netzanschlusskapazitäten benachbarter regenerativer Einspeiser genutzt werden können.
Ein weiteres Anwendungsgebiet für regenerative Einspeiser mit einer variablen Netzanschlussleistung sind kombinierte Systeme aus Windenergieanlagen, Photovoltaikanlagen und Speichern. Diese können zusammen ein Windenergiesystem bilden. Beispielsweise kann die Netzanschlussleistung eines solchen Windenergiesystems auf 80 % der Leistung der Windenergieanlagen limitiert sein und beispielsweise einen 30 prozentigen dynamischen Anteil aufweisen. Damit wäre die Netzanschlussleistung variabel auf einen Wert von 80 % bis 110 % der Nennleistung des Windparks eines solchen Windenergie- Systems beschränkt.
Dazu wurde aber erkannt, dass die Windenergieanlagen einerseits und die Photovoltaikanlagen andererseits meist zu unterschiedlichen Zeiten viel Leistung erzeugen, sodass die Beschränkung auf einen Wert nur wenig über dem Nennwert des Windparks alleine ausreichen kann. Oftmals wird selbst der Wert nicht erreicht, was durch den beispielhaf- ten dynamischen Anteil von 30% berücksichtigt werden kann.

Claims

Ansprüche
Verfahren zum Einspeisen elektrischer Leistung mittels eines wenigstens einen Windpark umfassenden Windenergiesystems in ein elektrisches Versorgungsnetz, an einem Netzverknüpfungspunkt, wobei das elektrische Versorgungnetz wenigstens ein Verteilnetz und wenigstens einen weiteren hierarchisch über dem Verteilnetz liegenden höheren Netzabschnitt aufweist, und der Netzverknüpfungspunkt an dem Verteilnetz angeschlossen ist, umfassend die Schritte
in einem Erfassungsschritt Erfassen einer auf den Netzverknüpfungspunkt bezogenen anfänglichen Einspeisebegrenzung, die eine anfängliche Leistungsgrenze vorgibt, bis zu der das Windenergiesystem elektrische Leistung in das elektrische Versorgungsnetz einspeisen kann,
in einem Grundprüfschritt Prüfen, ob die vom Windpark aus Wind erzeugbare Parkleistung durch die anfängliche Einspeisebegrenzung begrenzt wird, insbesondere ob sie über der anfänglichen Leistungsgrenze liegt, so dass der Windpark durch die anfängliche Leistungsgrenze in seiner Leistungsabgabe gedrosselt wird, insbesondere auf eine Leistung unterhalb der anfänglichen Leistungsgrenze gedrosselt wird,
in einem Evaluierungsschritt, wenn in dem Grundprüfschritt erkannt wurde, dass die Parkleistung gedrosselt wird, Evaluieren ob die anfängliche Leistungsgrenze erhöht werden kann,
in einem Änderungsschritt, wenn in dem Evaluierungsschritt erkannt wurde, dass die Leistungsgrenze erhöht werden kann, Erhöhen der anfänglichen Leistungsgrenze auf eine erhöhte Leistungsgrenze und
Einspeisen elektrischer Leistung oberhalb der anfänglichen Leistungsgrenze, wenn im Änderungsschritt die anfängliche Leistungsgrenze auf eine erhöhte Leistungsgrenze erhöht wurde, wobei
im Evaluierungsschritt geprüft wird, ob
die anfängliche Einspeisebegrenzung über eine Begrenzungsumverteilung verändert werden kann.
Verfahren nach Anspruch 1 ,
dadurch gekennzeichnet, dass
zur Prüfung, ob die anfängliche Einspeisebegrenzung über eine Begrenzungsumverteilung verändert werden kann, geprüft wird, ob
wenigstens ein Kriterium vorliegt aus der Liste aufweisend:
die Einspeisebegrenzung resultiert nicht aus dem Verteilnetz, die Einspeisebegrenzung wird durch den höheren Netzabschnitt vorgegeben,
es kann ein nicht überlasteter Netzabschnitt erkannt werden,
es liegt keine physikalische Begrenzung des Netzverknüpfungspunktes vor, - die Einspeisebegrenzung ist an Strafkosten für ein Überschreiten der Einspeisebegrenzung gekoppelt ist,
die Einspeisebegrenzung ist Teil mehrerer Einspeisebegrenzungen des Verteilnetzes, die so vorgegeben sind, dass die Summe der Einspeisebegrenzungen unter einer Summenbegrenzung liegen, wobei wenigstens eine Ein- Speisebegrenzung erhöht werden kann, solange die Summe der Einspeisebegrenzungen unter einer Summenbegrenzung bleibt,
für wenigstens einen weiteren Leistungserzeuger, der in dasselbe Verteilnetz einspeist, ist eine Einspeisebegrenzung vorgesehen, die der weitere Leistungserzeuger nicht ausnutzt, wobei insbesondere eine Leistungshöhe, um die der wenigstens eine weitere Leistungserzeuger unterhalb einer für ihn einzuhaltenden Leistungsgrenze liegt, als handelbare Kapazität anderen Einspeisern, insbesondere dem Windenergiesystem, ganz oder teilweise zur Nutzung angeboten werden kann,
die anfängliche Einspeisebegrenzung hat ihre Ursache im höheren Netzab- schnitt und ein benachbartes Verteilnetz kann Leistung aufnehmen, um dadurch eine Überschreitung der anfänglichen Einspeisebegrenzung zu ermöglichen.
3. Verfahren nach Anspruch 1 oder 2,
dadurch gekennzeichnet, dass
- in dem Änderungsschritt die erhöhte Leistungsgrenze als zeitlicher Verlauf angegeben wird, und/oder
eine Einspeiseprognose bestimmt wird, die für einen Prognosezeitraum einen zeitlichen Verlauf der einzuspeisenden Leistung vorsieht.
4. Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche,
dadurch gekennzeichnet, dass
elektrische Leistung, die der Windpark aus Wind erzeugt und die wegen der anfänglichen Einspeisebegrenzung nicht eingespeist werden kann, zur Versorgung parkinterner steuerbarer Lasten verwendet wird. 5. Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche,
dadurch gekennzeichnet, dass
bei einer Kopplung der Einspeisebegrenzung an Strafkosten für eine Überschreitung eine Überschreitungshöhe bewertet wird, mit der die eingespeiste Leistung die anfängliche Leistungsgrenze überschreitet, insbesondere so, dass
eine Strafkostenfunktion für die Strafkosten in Abhängigkeit der Überschreitungshöhe aufgestellt wird,
eine Vergütungsfunktion für eine Einspeisevergütung in Abhängigkeit der Überschreitungshöhe aufgestellt wird und
- ein Überschreiten der eingespeisten Leistung über die anfängliche Leistungsgrenze in Abhängigkeit einer Gegenüberstellung der Strafkostenfunkti- on und der Vergütungsfunktion gesteuert wird.
6. Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche,
dadurch gekennzeichnet, dass
zusätzlich das Einspeisen in Abhängigkeit einer Maximalgrenze gesteuert wird, die oberhalb der anfänglichen Leistungsgrenze liegt und nicht überschritten werden darf.
7. Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche,
dadurch gekennzeichnet, dass
geprüft wird, ob die Einspeisebegrenzung momentan oder in einem zukünftigen
Zeitraum relevant ist, wobei diese Prüfung insbesondere wenigstens in dem Erfassungsschritt und/oder in dem Grundprüfschritt durchgeführt wird.
8. Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche,
dadurch gekennzeichnet, dass
zum Einspeisen elektrischer Leistung oberhalb der anfänglichen Leistungsgrenze elektrische Leistung, insbesondere die die anfängliche Leistungsgrenze überschreitende Leistung, wenigstens einem in dem Verteilnetz angeschlossenen Verbraucher zugeführt wird.
9. Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche,
dadurch gekennzeichnet, dass
zum Einspeisen elektrischer Leistung oberhalb der anfänglichen Leistungsgrenze elektrische Leistung handelbare Kapazitäten anderer Leistungserzeuger des Verteilnetzes genutzt werden, insbesondere dass handelbare Kapazitäten an das Verteilnetz angeschlossener
Photovoltaikanlagen,
elektrischer Speicher und/oder
weiterer Windparks genutzt werden. 10. Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche,
dadurch gekennzeichnet, dass
das Windenergiesystem zusätzlich
eine Photovoltaikanlage und optional
einen elektrischen Speicher umfasst, der wenigstens eine Energiemenge in Höhe von 10 Minuten Nennleistung des Windparks speichern kann, wobei der Windpark, die Photovoltaikanlage, und ggf. der elektrische Speicher jeweils durch eine Nennleistung gekennzeichnet sind und die Summe dieser Nennleistungen eine Summennennleistung bildet, wobei
der Netzanschlusspunkt fest auf einen festen Leistungswert unterhalb der Summennennleistung und oberhalb der größten der Nennleistungen begrenzt ist, wobei optional
der Netzanschlusspunkt dynamisch auf einen dynamischen Leistungswert unterhalb der größten der Nennleistungen begrenzt ist.
11. Windenergiesystem zum Einspeisen elektrischer Leistung in ein elektrisches Versorgungsnetz, an einem Netzverknüpfungspunkt, wobei
das Windenergiesystem wenigstens einen Windpark umfasst, und das elektrische Versorgungnetz
wenigstens ein Verteilnetz und
wenigstens einen weiteren hierarchisch über dem Verteilnetz liegen- den höheren Netzabschnitt aufweist, und
der Netzverknüpfungspunkt an dem Verteilnetz angeschlossen ist, und das Windenergiesystem umfasst weiter
eine Erfassungseinheit zum Erfassen einer auf den Netzverknüpfungspunkt bezogenen anfänglichen Einspeisebegrenzung, die eine anfängliche Leis- tungsgrenze vorgibt, bis zu der das Windenergiesystem elektrische Leistung in das elektrische Versorgungsnetz einspeisen kann,
eine Prüfeinheit zum Prüfen, ob die vom Windpark aus Wind erzeugbare Parkleistung durch die anfängliche Einspeisebegrenzung begrenzt ist, insbesondere ob sie über der anfänglichen Leistungsgrenze liegt, so dass der Windpark durch die anfängliche Leistungsgrenze in seiner Leistungsabgabe gedrosselt wird, insbesondere auf eine Leistung unterhalb der anfänglichen Leistungsgrenze gedrosselt wird,
eine Evaluierungseinheit, zum Evaluieren, ob die anfängliche Leistungsgrenze erhöht werden kann, wenn in der Prüfeinheit erkannt wurde, dass die Parkleistung gedrosselt wird,
eine Änderungseinheit zum Erhöhen der anfänglichen Leistungsgrenze auf eine erhöhte Leistungsgrenze, wenn in der Evaluierungseinheit erkannt wurde, dass die Leistungsgrenze erhöht werden kann, und
eine Einspeisevorrichtung zum Einspeisen elektrischer Leistung oberhalb der anfänglichen Leistungsgrenze, wenn durch die Änderungseinheit die anfängliche Leistungsgrenze auf eine erhöhte Leistungsgrenze erhöht wurde, wobei
durch die Evaluierungseinheit geprüft wird, ob die anfängliche Einspeisebegrenzung über eine Begrenzungsumverteilung verändert werden kann. 12. Windenergiesystem nach Anspruch 11 ,
dadurch gekennzeichnet, dass
das Windenergiesystem dazu vorbereitet ist, ein Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 10 auszuführen, insbesondere dass
das Windenergiesystem einen zentralen Parkrechner ausweist und das we- nigstens eine Verfahren darauf implementiert ist.
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