WO2019122233A1 - Verfahren zum unterstützen eines elektrischen versorgungsnetzes mittels einer oder mehrerer windenergieanlagen - Google Patents

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Definitions

  • the present invention relates to a method for supporting an electrical supply network, or a part thereof. Moreover, the present invention relates to a feed arrangement with several wind turbines, in particular for carrying out a method for supporting an electrical supply network. The present invention also relates to a wind turbine and also relates to a wind farm with multiple wind turbines.
  • Such an electrical supply network may be, for example, the European interconnected network. It may also be often sufficient or convenient to consider only a part of such an electrical supply network. For example, many European countries participate in the European interconnected network, and within the countries, individual network sections can also be controlled by individual network sections. It is also generally known that wind turbines and especially wind farms when feeding into an electrical supply network can also support this. For this purpose, particularly frequency and / or voltage-dependent predetermined behaviors come into consideration. An example of a support of the electrical supply network is also that such wind turbines by short errors in the electrical supply network can continue to operate through and thus, especially after such troubleshooting can continue to feed.
  • the wind turbines or wind farms work as control units of the network operator.
  • German Patent and Trademark Office has in the priority application for the present application the following state of the art research: DE 10 2011 081 446 A1, AT 014 014 U1, DE 10 2015 000 282 A1 and DE 10 2016 123 384 A1.
  • the present invention is therefore based on the object to address at least one of the aforementioned problems.
  • a solution should be proposed with which the electrical supply network should be supported in particular in its control, with particular features of wind turbines or wind farms to be exploited.
  • At least one alternative solution should be proposed to previously known solutions at least.
  • a method according to claim 1 is thus proposed. This method is intended to support an electrical supply network or a part thereof. It proposes first of all to record system states of the electrical supply network and, in addition or alternatively, the supply system of influencing system states. System states of the electrical supply network are especially the electrical voltage according to magnitude, frequency and phase or changes of these variables. But there are also other voltage characteristics like a Oberwellmaschine or transient processes into consideration. In particular, the frequency can also be considered as a separate quantity, usually being detected by the voltage because it is the frequency of the voltage.
  • System states influencing the supply network are particularly environmental conditions which may affect the electrical supply network, particularly via wind turbines feeding into the electrical supply network.
  • the feeding of electrical power by wind turbines depends on the existing wind and thus the existing wind, especially the prevailing wind speed, is a system state affecting the electrical supply network.
  • Such a system state influencing the network can influence not only a wind turbine or a wind farm in which it was detected, but also wind turbines or wind farms in the immediate vicinity. Possibly. This can also make a prediction for other wind turbines or wind farms.
  • other system states influencing the supply network can also be, for example, system states of wind turbines, such as, for example, their current rotational speed.
  • an available instantaneous reserve contained in the flywheel mass of the relevant wind turbine can be derived from a current speed.
  • Such an instantaneous reserve as such can also be a system state influencing the supply network.
  • the system states that have been recorded therefore, are not only used to control the respective plant, which they but they are also provided here as general information.
  • Such control of the electrical supply network can relate to direct control, in particular by a network operator of the relevant electrical supply network. However, it can also mean a specification of nominal values or previously defined characteristic curves to be used for the control.
  • a direct control depending on the transmitted system states comes into consideration. This may mean, for example, a voltage-dependent reactive power supply or frequency-dependent active power supply, wherein the respectively underlying voltage or frequency of the two examples mentioned can each form a transmitted system state.
  • a direct control depending on the transmitted system states comes into consideration. This may mean, for example, a voltage-dependent reactive power supply or frequency-dependent active power supply, wherein the respectively underlying voltage or frequency of the two examples mentioned can each form a transmitted system state.
  • coordinated control of the electrical supply network thus takes place as a function of the transmitted system states in that the transmitted system states form a basis for such coordinated control.
  • the wind turbine or the wind farm which receives a system state at a recording location, to the wind turbine or the wind farm, which receives a system state at another location, at least so independent from each other that they at different points feed into the electrical supply network. It is thus proposed that these recording locations are distributed more than over a wind farm. It is assumed that each wind farm feeds into the grid at a grid connection point. In other words, it is not just collecting data from a wind farm, which could, for example, make a central parking control unit, but rather proposing a collection of information that is even more geographically distributed. The information, that is to say the system states which in each case are the same type, should at least be taken up locally so as to affect at least two network connection points.
  • network connection points relate to many network connection points.
  • they relate to at least five preferably at least 10 network connection points.
  • these are the same system states that are recorded, and correspondingly many of the same type of system system are used. Stands are also recorded.
  • at least two locations are at least 50km apart. This can cover a large region, which is not possible by considering only one wind farm.
  • the proposed control of the electrical supply network as a function of the transmitted system states can thus access widely distributed, the same type of system states.
  • the system states of the same type are selected from the list comprising - an electrical voltage of the electrical supply network
  • a reactive power fed in at a grid connection point of the electrical supply network an active power fed in at a grid connection point of the electrical supply network, a frequency of an electrical voltage of the supply network, a frequency gradient of an electrical voltage of the supply network,
  • a weather information in particular at least one of the list wind direction, wind force, precipitation information and ambient temperature
  • a possible system state is thus an electrical voltage of the electrical supply network.
  • the type of system states that are the same can also be a voltage gradient of the voltage of the supply network. Accordingly, it is proposed to use a change in the voltage as a system state. At the sign and speed of the voltage change behaviors of the electrical supply network can be read. It was thus recognized that not only the absolute value of the voltage, but also the change of the voltage can be a relevant quantity and that it can be useful to capture them at different locations and distribute them to the individual participants, be it directly or via a central evaluation and / or control unit.
  • the system states which are identical in nature, are network sensitivity related to a grid connection connection point.
  • a such network sensitivity particularly describes a voltage change at the considered grid connection point with respect to a change in the injected power. This voltage change is in this respect a reaction to the changed power supply, and this reaction is set in relation to its cause and forms the network sensitivity. From this, it can be particularly recognized whether the network, with respect to this network connection point, is more or less stable, in particular whether it reacts more or less sensitively to changes. Accordingly, such a different network sensitivity can be compensated by a regulation. By using such network sensitivities at different locations, a comprehensive picture of the electrical supply network can be derived.
  • a particular network sensitivity is a local phenomenon of the respective network connection point, or whether the network or the considered network section has become altogether more or less sensitive.
  • the term network is used in a simplifying and synonymous way for the term electrical supply network.
  • the same type of system states may be reactive power fed into a grid connection point of the utility grid. By considering this for several locations, in particular several network connection points, it is possible to detect whether altogether a high or lower reactive power component is fed in. From the reactive power values fed in at each location, it is also possible to detect whether there is a local or local overlapping situation. The detection of the injected reactive power can also be an indicator of the voltage level at the respective grid connection point. In particular, a local phenomenon is then treated differently than a cross-local phenomenon.
  • the system states already described or also described below which are of the same type, can be recorded and evaluated.
  • an electrical voltage of the electrical supply network and the respectively fed reactive power can be recorded. From this, it can then also be deduced to what extent the fed-in reactive power correlates to the voltage at the relevant grid connection point.
  • the system states of the same kind relate to an active power fed in each case at a network connection point of the electrical supply network.
  • the nature of the same system states may relate to the inclusion of a frequency of an electrical voltage of the supply network. Especially on the frequency, a power balance in the electrical supply network can be detected. If at least for a short time different frequencies are detected at different locations, a network oscillation may be present and this recording and detecting may be important in order to dampen such network oscillations or possibly to combat their cause.
  • a frequency gradient can also be recorded as the same system state.
  • changes in the power balance in the electrical supply network can be detected.
  • Such a power balance designates the behavior of injected active power. Ideally, this ratio is 1, so if so much power is fed in as is taken. Otherwise, the frequency changes and supportive measures can be initiated, if necessary.
  • a critical situation can be detected faster.
  • the type of network conditions that are the same may also relate to a fault or a network section of the supply network, wherein different recording locations are assigned to different network sections. It can be detected so disturbances of different network sections.
  • the same type of states that are recorded may also affect harmonics of an electrical voltage of the supply network.
  • the locally distributed recording of such harmonics can also be used to derive causes, in particular whether there is generally a high harmonic content in the electrical supply network, or whether there are some causers, be it feeders or consumers.
  • harmonics of an electrical current fed into the electrical supply network be recorded as the system state. From this it can then be deduced in each case whether such harmonics have spread or even contributed to the compensation of other harmonics in the electrical supply network. Basically, an evaluation of the harmonics also allows a conclusion on the type of connected consumers and / or producers, ie feeders to.
  • weather information can be recorded and distributed between the participants. Even weather information, which is recorded by many participants in different places, makes it possible to recognize a current weather situation.
  • the individual participants in particular the wind turbines or wind farms, serve as weather stations.
  • wind turbines and wind farms record special weather data, which are particularly relevant for wind turbines and wind farms.
  • wind turbines essentially allow the recording of weather information substantially free terrain and regularly in a high altitude, namely, especially when these weather information is recorded with appropriate sensors on a nacelle of the respective wind turbines.
  • exactly the weather data are taken, which are also tailored for wind turbines.
  • such weather data are recorded which are required for a forecast by wind energy plants to be fed.
  • weather information may relate to a wind direction and / or a wind force and / or a precipitation information or a plurality of precipitation information and / or an ambient temperature.
  • the direction of the wind can also be used to derive information on the expected wind strength if it is additionally taken into account whether there are obstacles in the relevant wind direction or not. Such obstacles may be especially other wind turbines in the same wind farm.
  • a statement about available wind power can be made. This may be particularly relevant, for example, when wind turbines are operated temporarily reduced power from legal or other requirements. In that case, the actual power available can not be readily derived from the power supplied.
  • a wind force can also give an indication of a possible damage potential, ie a risk of damage to wind turbines.
  • a high wind speed can also be an indication of an expected power reduction, namely if the wind turbines generate less power due to their own protection.
  • different wind strengths at the different locations can give an indication of the gustiness or even a change in the weather.
  • rainfall information especially whether it is raining or snowing, can give indications of expected changes in performance.
  • a moist and thus heavier air can basically be present, which in turn can influence the system behavior and thus possibly the injected active power.
  • Precipitation information especially coupled with information about ambient temperatures, may also identify special situations such as ice formation.
  • an ambient temperature can give indications of an expected change in performance, to give just one example.
  • system states can also be derived from the system behavior of the wind energy plant. be derived. For example, it is possible to deduce a prevailing wind speed from the speed, blade angle and power generated. In this way too, broadly distributed information on prevailing wind speeds can be recorded and a comprehensive weather pattern can be created which, in turn, is relevant for the injected active power and also for the expected active power to be fed in.
  • the information about the system states for a network operator can be evaluated, which can recognize whether or to what extent he can count on wind power and to what extent he has to adjust to other, especially conventional feeders on it. In particular, this also enables such a network operator to obtain far-reaching information about his electrical supply network. Among other things, there may be information that he has not been able to record or has recorded.
  • Particularly special information relevant to wind turbines can therefore also be processed by the wind energy plants or appropriately operating evaluation devices.
  • the grid operator does not need to be sent concrete wind data, for example, but it may be sufficient to determine the resulting expected values for power to be fed in by the wind turbines, to give just one example.
  • the nature of the same system states can also be each a speed of a wind turbine. If the rotational speeds of many wind turbines are detected, an existing rotational energy in the relevant electrical supply network or at least part of the electrical supply network can be estimated from this. This stored rotational energy, which can be quite significant, the network operator may possibly, at least partially retrieve as an instantaneous reserve. He can take this into account for network support strategies using such an instantaneous reserve.
  • the measuring means of the recording locations are aligned with each other, in particular that they are synchronized with each other. Especially with electrical values and especially with instantaneous values, it may make sense to perform such a synchronization so that these distributed recorded system states are actually recorded at exactly the same time.
  • the method is characterized in that for the transmitted system states, a measurement dynamic is taken into account when measuring measuring means used, in particular that each of the measurement dynamics of the measuring means used is taken out or converted or transformed to a predetermined measurement dynamics, so that the same type of system states that were recorded with measuring devices with different measuring dynamics, after the extraction or conversion, behave as if they had been recorded with measuring devices of the same dynamic range.
  • the same system states are used as measuring means of the same measuring dynamics as a virtual measuring device with predefinable dynamic range. This can be particularly important for sizes to be recorded quickly, such as for the mains voltage, especially for the recording of instantaneous values of the mains voltage for detecting a network fault.
  • an encrypted transmission and / or respectively a transmission via several, in particular different transmission media and / or different transmission protocols and / or to different reception units for the separate evaluation be carried out for the transmission of the system states.
  • a corruption of the information can be avoided.
  • the information as such does not necessarily have be kept secret, but if the control of the electrical supply network depends on it, it must be ensured that this information has not been distorted.
  • This can also contribute to the transmission over several, especially different transmission media.
  • a redundancy of the information can be achieved. Should there be a disruption on a transmission path, ie a transmission medium, or even an interruption, then the information about the other transmission medium can nevertheless arrive.
  • Different transmission media may include particularly completely or partially conducted transmissions, transmissions by radio and / or via satellite. But there are also different wired transmission media into consideration, such as fiber optic on the one hand and an electrical transmission on the other.
  • Different transmission protocols can also provide for such redundancy and / or data security. Different transmission protocols can also be used for different transmission media.
  • the transmission of the system states is encrypted and a regularly changing key is used for the transmission and in particular that the key, or a part thereof, on the one hand by remote transmission and on the other hand or for a remaining part of the key, by a data carrier be transferred to the participating wind turbines or wind farms and / or the central evaluation and / or control unit.
  • a regularly changing key is used in the encrypted transmission. This especially prevents external access.
  • the transfer of the key or a part thereof by a data carrier can for example also be done on a quarterly basis and such a transfer can be made for example by service personnel.
  • such transfers of keys are for encryption Maintenance intervals of the wind turbine adapted so that service personnel not only has to bring the key to the relevant system.
  • regular maintenance for example every six months, of a wind energy plant in the park means that service employees can visit the wind farm much more frequently than half a year and then exchange a key.
  • the key may be transmitted by disk and occasionally otherwise.
  • a central control unit can generate a key and send it to the participants.
  • recorded system states are evaluated before transmission.
  • this may include taking a voltage signal, extracting its behavior, such as a voltage gradient, a frequency or a frequency gradient, and transmitting it as a value.
  • Standardization may also be included if, for example, the voltage level is related to a nominal network voltage.
  • a further advantageous variant of such an evaluation is to record wind data and to evaluate it with regard to available power and possibly also expected power.
  • Such an evaluation can, for example, when it is made for a wind farm, consider boundary conditions of the wind farm. If, for example, the wind farm is oversized, such that all wind turbines together with sufficient wind power could generate more power than the grid connection point can cope with, this maximum value can also be taken into account. It can also be taken into account whether, for example, a wind turbine has failed in the wind farm and therefore, although there is sufficient wind, but less power can be generated by the failure of the system as a whole of the wind farm, to give another example.
  • Another possibility of an evaluation is to detect a rotational speed of a wind energy plant and instead of the rotational speed value to calculate a derived variable such as an instantaneous reserve available on the basis of the rotational energy and then to transmit this instantaneous reserve as a value.
  • a three-phase voltage is detected as system state and the detection takes place such that
  • a voltage value in particular a strand voltage, is measured and - the three voltage values thus detected together in polar coordinates with a
  • Amount and a phase are transformed so that this represents an amount with this one phase all three voltage values, and
  • this three-phase measurement and transformation in polar coordinates ensures that all three phases are recorded, although only the smallest possible data record is to be transmitted.
  • these values be transmitted in polar coordinates as a common value to the central evaluation and / or control unit or be transmitted between the participants and the measurement, transformation and transmission is repeated successively. It is thus transferred to each measurement in polar coordinates.
  • an evaluation takes place at each recording location and an evaluation of the measured values transformed in polar coordinates, so that only a result of the evaluation is transmitted to the central evaluation and / or control unit or between other participants.
  • This also means that transmission is much less frequent than measurement, which may also depend on a detected rate of change of the absorbed voltage.
  • such a pre-evaluation may be useful if it is ders depends on a voltage change and not the measured absolute voltage amplitude.
  • the transmission of the system states takes place synchronized. So the recorded system states are basically transmitted by all participants at the same time. Especially in the case of time-critical information, these are available both before and at the same time at an evaluation time.
  • the central evaluation and / or control unit transmits data back to the wind energy installations and / or wind farms as a function of the system states transmitted to them.
  • the central evaluation and / or control unit thus serves as a central receiver and serves at the same time to redistribute the received data. This results in a centralized data transmission structure.
  • the evaluation and / or control unit does not redistribute all data, but depends on the respective system states.
  • information about the electrical supply network may be of interest to all wind turbines or wind farms, whereas, for example, the rotational speed of wind turbines for the other wind turbines may be less important, to give just one example.
  • system states of recording locations of separate subnets to be resynchronized for reconnection be included and transmitted to the central evaluation and / or control unit in order to prepare for resynchronization and reconnection.
  • system states of recording locations of separate subnets to be resynchronized for reconnection be included and transmitted to the central evaluation and / or control unit in order to prepare for resynchronization and reconnection.
  • Especially the same frequency and phase and voltage amplitude are important values.
  • a stabilization of these values, ie the frequency and voltage amplitude is also quite important and this can be detected and provided by those subscribers who record such system states, in particular wind turbines or wind farms. Of particular importance for this may be the current wind conditions and, in particular, whether wind turbines can contribute significantly to the support of the newly resync network after resynchronization.
  • the controlling of the electrical supply network in dependence on the transmitted system states comprises at least one control measure from the list consisting of the control measures: controlling a resynchronization of two network sections of the electrical supply network,
  • a possible control measure is thus already described controlling a synchronization of two network sections of the electrical supply network.
  • a network operator in particular can fall back on the many collected and coordinated system states and, based on this, control the resynchronization.
  • This relates primarily to the reconnection of these two subnetwork sections, but it also relates to accompanying measures such as the ramp-up of power to be fed in, when after the resynchronization further consumers are switched on.
  • setpoint values for active and / or reactive powers to be fed in can be well controlled on the basis of the collected system states.
  • the active power to be fed in regularly affects the entire network or the relevant network section, because all fed-in power is used as much as possible for consumption. th output should correspond. This can also take into account overall changes that can be expected on the basis of the collected system states.
  • a support by reactive power feed can be controlled centrally in an advantageous manner, or be controlled depending on the many collected system states.
  • control characteristics can also be predefined as a function of the system states.
  • Such control characteristics may relate, for example, to a frequency-dependent power supply.
  • Such control characteristics can be stored in wind turbines and the wind turbines then operate independently based on this control curve, so change their active power supply depending on the respectively detected by them voltage value to stay in this example.
  • the many system states that have been collected may indicate that the network has weakened in terms of stability. To support it would then be helpful to have more backup power available, so potential power that is not fed, but on demand can be fed immediately, so especially within a few seconds.
  • the said frequency-dependent power characteristic is reduced so that the wind turbine despite nominal frequency already feeds a reduced power.
  • this frequency-dependent power characteristic can dictate a higher power, which would not be possible if the wind turbine would already feed its maximum possible power at nominal frequency.
  • Such a characteristic change can therefore be based on the recorded system states, which provide an image of the electrical supply network or a part thereof.
  • a feed arrangement is also proposed. This includes a plurality of wind turbines, wherein - the wind turbines or wind farms have measuring means for receiving
  • the wind turbine or the wind farm which receives a system state at a recording location, to the wind turbine or the wind farm, the one
  • the wind turbines or wind farms each have control means to feed depending on the system states transmitted between the wind energy systems, or depending on the transmitted to the central evaluation and / or control unit system states electrical power in the electrical supply network.
  • wind turbines So there are several wind turbines are provided and these wind turbines have measuring means.
  • system states of the electrical Supply network are included, or those that affect the electrical supply network.
  • system states into consideration which have already been discussed above in connection with the process.
  • the claimed feed arrangement also relates to a plurality of correspondingly widely distributed wind energy installations or a plurality of correspondingly widely distributed wind farms.
  • transmission means In order to transmit the recorded system states between the wind energy plants or to transmit them from the wind power plants to a central evaluation and / or control unit, corresponding transmission means are provided.
  • Such transmission means may be, for example, radio transmitters and receivers, or such transmitters and receivers may also be wired.
  • each wind turbine has a control means in order to feed electrical power into the electrical supply network depending on the system states transmitted between the wind turbines or depending on the system states transferred to the central evaluation and / or control unit.
  • control means can thus take into account the system states transmitted in this way and perform a control thereof.
  • these control means can control a frequency-dependent power supply and base it on frequency values which they have received as recorded system states via said system state transmission, to give just one example.
  • the feed arrangement is prepared to carry out a method according to at least one of the embodiments described above or below. This can mean in particular that appropriate software is implemented. Especially software in the transmission means and / or the control means or for controlling the transmission means or the control means.
  • such software would not necessarily have to be implemented in a control means to control the control means.
  • the software can be installed in a central computer of the respective wind turbine in order to control the relevant control means from there. Insofar as obvious means or other devices result from an embodiment of a described method, these form part of the feed arrangement accordingly.
  • a wind energy plant which is prepared for generating electrical power from wind and for feeding the generated electrical power into an electrical supply network.
  • the feed takes place here at a first grid connection point.
  • the proposed wind turbine comprises
  • At least one measuring means for recording system states of the electrical supply network and / or system states influencing the electrical supply network
  • At least one transmission means for transmitting the recorded system states to further wind turbines and receiving system states recorded by the further wind turbines, or for transmitting the recorded system states to a central evaluation and / or control unit and from the evaluation and / or control unit of - receive at least one control means to feed depending on the received system states electrical power in the electrical supply network, wherein at least one control means to receive the other wind turbines recorded system states
  • the transmission means is prepared to produce a transmission or a reception to another wind turbine, which feeds at a further, different to the first grid connection point grid connection point in the electrical supply network.
  • a wind turbine thus assumes system states, especially those described above or below according to at least one embodiment. These system states, at least one of them, are transmitted to other wind turbines and these system states can also be received by these other wind turbines. This can also be done via a central evaluation and / or control unit. In this case, this is at least one other wind turbine, with the thus system states are replaced, at least so far away from the considered wind turbine that it feeds into a different grid connection point as the considered wind turbine.
  • a local minimum distance is suggested, which results from the different grid connection points, but thereby also particularly electrical system states of the electrical supply network are recorded at different locations.
  • Such a wind turbine is so far expanded so that it can take into account even more distant recorded system states and thus can adjust to a network situation as a whole.
  • the wind turbine is prepared to be used in a method according to an embodiment described above or below.
  • a feed arrangement includes and uses a proposed wind energy plant.
  • the wind turbine has the appropriate interfaces to be integrated into this feed arrangement.
  • This relates in particular to the at least one transmission means of the wind energy plant, which is adapted to the transmission means of the other wind turbines or central evaluation and / or control unit.
  • a wind farm is also proposed, which is prepared for generating electrical power from wind and for feeding the generated electrical power into an electrical supply network. For him is also proposed to feed at a first grid connection point in the electrical supply network.
  • This wind farm includes at least one measuring means for recording system states of the electrical supply network and / or system states influencing the electrical supply network,
  • Receive system states or to transmit the recorded system states to a central evaluation and / or control unit and received by the evaluation and / or control unit of the other wind farms recorded system states, - at least one control means, depending on the received system states electrical power to feed into the electrical supply network, wherein
  • the transmission means is prepared to produce a transmission or a reception to another wind farm, which feeds at a further, different from the first grid connection point grid connection point in the electrical supply network.
  • this wind farm operates as described above or below in connection with a wind turbine.
  • This wind farm is thus prepared to exchange system states with other wind farms, whereby these other wind farms do not feed into the same grid connection point.
  • a mixed form between wind turbines and wind farms occurs, so that both wind turbines on the one hand and wind farms on the other record system states and exchange with each other, ie exchange between wind turbine and wind farm.
  • a wind turbine is part of a wind farm.
  • the wind farm is prepared to be used in a method according to an embodiment described above or below. Additionally or alternatively, it is suggested that it be prepared to be used in a feed arrangement according to an embodiment described above or below.
  • Figure 1 shows a wind turbine in a perspective view.
  • FIG. 2 shows a wind farm in a schematic representation.
  • FIG. 3 schematically shows a feed arrangement together with an electrical supply network.
  • FIG. 1 shows a wind energy plant 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 rotary motion by the wind and thereby drives a generator in the nacelle 104.
  • FIG. 2 shows a wind farm 112 with, by way of example, three wind turbines 100, which may be the same or different.
  • the three wind turbines 100 are thus representative of virtually any number of wind turbines of a wind farm 112.
  • the wind turbines 100 provide their power, namely, in particular, the power generated via an electric parking network 114 ready.
  • the respectively generated currents or powers of the individual wind turbines 100 are added up and usually a transformer 116 is provided, which transforms the voltage in the park, in order then to feed into the supply network 120 at the feed point 118, which is also generally referred to as PCC.
  • FIG. 2 is only a simplified illustration of a wind farm 112 that does not show control, for example, although of course there is control.
  • the parking network 1 14 be designed differently, in which, for example, a transformer at the output of each wind turbine 100 is present, to name just another embodiment.
  • FIG. 3 shows a feed arrangement 300, which essentially has the three schematically illustrated wind farms 302, wherein these three wind farms 302 are also representative of other wind farms and / or also representative of other wind turbines.
  • Wind farms and wind turbines can also be referred to as subscribers in the feed arrangement 300.
  • each wind farm 302 feeds power P into an electrical utility network 304.
  • the electrical supply network 304 which can also simply be referred to simply as a supply network or network, is represented here essentially symbolically by three lines, which are thus intended to symbolize a three-phase system.
  • FIG. 3 shows a feed arrangement 300, which essentially has the three schematically illustrated wind farms 302, wherein these three wind farms 302 are also representative of other wind farms and / or also representative of other wind turbines.
  • Wind farms and wind turbines can also be referred to as subscribers in the feed arrangement 300.
  • the electrical supply network 304 which can also simply be referred to simply as a supply network or network, is represented here essentially symbolically by three lines, which are thus intended
  • the three-phase representation also symbolizes that power is transmitted or at least can be transmitted, whereas in FIG. 3 simple lines each serve as transmission paths for information, ie for data.
  • the electrical supply network 304 is also shown in dashed lines in some places and this is to symbolize that there each large distances to a next section may exist or symbolize the dashed lines that the electrical supply network 304 there goes even further.
  • Each wind farm 302 now feeds power P into the electrical utility network 304 via a transformer 306.
  • All of the transformers of Figure 3 bear the reference numeral 306, although they may have different designs. In particular, in addition to different construction variants, they can also have different transmission ratios. That it does not depend on the details of the transformer, the reference numeral 306 is always used for the sake of simplicity.
  • the registered power P the same applies to further electrical variables shown in FIG. 3, can also assume different values in each case.
  • Each wind farm 302 also has a sensor 308, with each of which a voltage U and a frequency f are recorded. Again, the sensors 308 and also the values sensed by them need not be identical.
  • the recording of the voltage U may refer to the recording of the amplitude of the voltage in the sense of an effective value, but it may also be representative of the recording of further details of the voltage, in particular of the voltage curve.
  • Momentary values can also be recorded.
  • the values U and f thus acquired are then sent to a transmission unit 310 in order to transmit the recorded values U and f to a central evaluation unit 312.
  • the transmission unit 310 in this case forms a transmission means.
  • No transmission unit 310 is provided for the wind farm 302 shown in the middle in FIG. 3, and thus it should be illustrated that data transmission to the central evaluation unit 312 can also take place in different ways.
  • a transmission may possibly be simple.
  • a line connecting the wind farm 302 and the central evaluation unit 312 can also be considered as transmission means.
  • the broadcasting unit 310 or other transmission means can also be regarded as part of the feed arrangement 300. The same applies to the central evaluation unit 312.
  • the central evaluation unit 312 transmits the values for U and f thus collected by the wind farms 302 to a network operator, who can be regarded here as the central control unit 314.
  • the transmission of the voltage U and the frequency f from the central evaluation unit 312 to the central control unit 314 can, for example, each form an evaluated value for the voltage U or the frequency f, which is formed in each case from all transmitted voltages U and frequencies f.
  • this transmission of the voltage U and the frequency f from the central evaluation unit 312 to the central control unit 314 is to be understood as meaning that data records are transmitted there, so that the network operator in its central control unit 314 records the voltage and frequency values of all wind farms 302 receives.
  • the central evaluation unit 312 has essentially only bundled these values and prepared them for transmission to the central control unit 314.
  • SCADA system an existing transmission network for wind turbines can be exploited so that, for example, a so-called SCADA system can be used, which establishes communication with many wind turbines and wind farms. It then only needs a communication to the central control unit 314, ie to the network operator, to be produced.
  • the central control unit 314 and the central evaluation unit 312 need not necessarily be located very close to each other locally. In FIG. 3, these two units 312 and 314 are shown adjacent only for the sake of clarity.
  • the three exemplary wind farms 302 thus record system states, in this case of the electrical supply network, and transmit them to the central evaluation unit 312, which also provides them to the central control unit 314.
  • these two central units 312 and 314 can easily obtain an overview of these network-relevant parameters.
  • controllers of the electrical supply network can be adapted or triggered.
  • a power setpoint Ps to the central evaluation unit 312 passes.
  • This can be, for example, a total target value for the affected wind farms, which they should feed in cumulatively. However, it may also be a percentage power value that may relate to the rated power of each wind farm 302, respectively, or that may refer to the power currently being fed by the respective wind farm 302.
  • the central control unit 314 can supply such a desired power value Ps to the central evaluation unit 312, which in turn can distribute this value to the individual wind farms 302. If the predetermined target power value Ps is a percentage value, it is considered that the central evaluation unit 312 simply transfers this value only to the wind farms 302; if necessary, the transmitting unit 310 is used, which in this case also serves as a receiving unit.
  • the central control unit 314 transmits an absolute value of a setpoint power Ps
  • the central evaluation unit 312 can appropriately distribute this power value to the wind farms 302.
  • the target power value Ps should show what is transmitted for a size, but not what its exact value.
  • the shown desired power values Ps may have different values.
  • Each wind farm 302 then converts this nominal power Ps accordingly and accordingly supplies a large amount of active power P into the electrical supply network 304 via the respective transformer 306.
  • the network operator can also transfer a power setpoint Ps to a symbolically represented conventional power plant 316. Again, the same variable was used for this power setpoint, namely Ps, without any indication of the actual transmitted magnitude.
  • the transfer of a power setpoint Ps to a wind farm 302 basically means that this wind farm also implements this setpoint power immediately, ie within a few seconds.
  • the transmission of a power setpoint Ps to a conventional power plant 316 may also be a target of a power setpoint for a significantly longer time horizon, for example, a few hours.
  • FIG. 3 also indicates a further control possibility, which can advantageously refer to the many detected system states which provide the wind farms 302 here.
  • FIG. 3 indicates a first subnetwork 318 and a second subnetwork 320.
  • the first subnetwork 318 is essentially the three-phase line shown on the left in FIG. 3, whereby consumers, such as the symbolically indicated city 322 and the likewise indicated factory 324, may belong to the respective subnetwork, as well as the representatively represented conventional power station 316 and the connected wind farms 302.
  • the second subnet 320 is essentially only the subnet associated with the lower wind farm 302.
  • This second subnet 320 is coupled to the first subnet 318 via a switching device 326.
  • FIG. 3 illustratively shows the switching device 326 in the opened state. In the situation shown in Figure 3 so the two subnets 318 and 320 are separated from each other. Nevertheless, all shown wind parks 302 can transmit their data, namely the recorded system states, to the central evaluation unit 312.
  • the switching device 326 can also be controlled by the network operator, namely the central control unit 314.
  • the network operator can now judge better based on the collected data, ie the recorded system states of the voltage U and the frequency f, when a good moment is to close the switching device 326 again to reconnect the two subnets 318 and 320.
  • wind turbines and / or wind farms as sensors for controlling and regulating networks.
  • a network operator can do this Use data.
  • the measurements can also be offered as a service. High-resolution measured values can also be provided, if necessary also for post-processing.
  • wind turbines are used nationwide, so for example for regions, possibly even for an entire electrical supply network as sensors that provide network-relevant readings available. This is based on the idea that many wind turbines with a fairly good coverage, at least in some regional areas, are present and these systems anyway have sensors and record relevant readings and communicate these systems anyway or at least mostly "with the outside world”. It can then be created in a simple manner, a nationwide information offer.
  • such comprehensive data can be used to control the grids, and on the other hand, or as a consequence of this, it may also be possible to reduce network expansion to the bare essentials.
  • a nationwide sensor network can help to avoid or at least reduce overdevelopment and overcapacity, ie oversizing for safety.
  • variables from a wind measurement can also be recorded and transmitted. Wind measurements can also be used to derive forecasts of expected performances. It can also be a data collection from wide areas can be achieved. Also, information about an existing or anticipated storm may be considered, including a local distribution of the storm.
  • the transmission of data can be made to a central location, and / or done directly between wind turbines or wind farms. In a transfer to a central office, this can take over the coordination. In the case of a transmission between wind turbines or wind farms, it is conceivable that each participant can subscribe to data and then only receive data that he has subscribed to. As a result, a central coordination can be omitted.

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Abstract

Die Erfindung betrifft ein Verfahren zum Unterstützen eines Steuerns eines elektrischen Versorgungsnetzes (304) oder eines Teils davon, umfassend die Schritte: Aufnehmen von Systemzuständen des elektrischen Versorgungsnetzes (304) und/oder das Versorgungsnetz (304) beeinflussender Systemzustände, Übertragen der Systemzustände an eine zentrale Auswerte- und/oder Steuereinheit (312, 314) und/oder Übertragen der Systemzustände zwischen anderen Teilnehmern, insbesondere Erzeugungseinheiten, insbesondere Windenergieanlagen und/oder Windparks, die in das elektrische Versorgungsnetz (304) einspeisen, zur Verwendung durch die Erzeugungseinheiten zum Steuern ihres Einspeisens in das elektrische Versorgungsnetz (304) und Steuern des elektrischen Versorgungsnetzes (304) in Abhängigkeit der übertragenen Systemzustände, wobei zeitgleich jeweils der Art nach gleiche Systemzustände an mehreren, dem Versorgungsnetz (304) zugeordneten Aufnahmeorten aufgenommen werden, das Aufnehmen wenigstens eines der Systemzustände an jeweils einem Aufnahmeort durch eine Windenergieanlage und/oder einen Windpark (302) durchgeführt und die Windenergieanlage bzw. der Windpark, der einen Systemzustand an einem Aufnahmeort aufnimmt, zu der Windenergieanlage bzw. dem Windpark, der einen Systemzustand an einem anderen Aufnahmeort aufnimmt, zumindest so unabhängig voneinander sind; dass sie an unterschiedlichen Punkten in das elektrische Versorgungsnetz (304) einspeisen.

Description

Verfahren zum Unterstützen eines elektrischen Versorgungsnetzes mittels einer oder mehrerer Windenergieanlagen
Die vorliegende Erfindung betrifft ein Verfahren zum Unterstützen eines elektrischen Versorgungsnetzes, oder eines Teils davon. Außerdem betrifft die vorliegende Erfindung eine Einspeiseanordnung mit mehreren Windenergieanlagen, insbesondere zum Ausführen eines Verfahrens zum Unterstützen eines elektrischen Versorgungsnetzes. Die vorliegende Erfindung betrifft auch eine Windenergieanlage und sie betrifft auch einen Windpark mit mehreren Windenergieanlagen.
Es ist bekannt, mit Windenergieanlagen und Windparks, die mehrere Windenergieanlagen aufweisen, in ein elektrisches Versorgungsnetz einzuspeisen. Ein solches elektrisches Versorgungsnetz kann beispielsweise das Europäische Verbundnetz sein. Es kann auch häufig ausreichend oder zweckmäßig sein, nur einen Teil eines solchen elektrischen Versorgungsnetzes zu betrachten. Beispielsweise nehmen viele europäische Länder an dem Europäischen Verbundnetz teil und innerhalb der Länder kommt auch noch eine Kontrolle einzelner Netzabschnitte durch unterschiedliche Netzbetreiber in Betracht. Es ist grundsätzlich auch bekannt, dass Windenergieanlagen und besonders Windparks beim Einspeisen in ein elektrisches Versorgungsnetz dieses auch stützen können. Dazu kommen besonders frequenz- und/oder spannungsabhängig vorgegebene Verhaltensweisen in Betracht. Ein Beispiel einer Stützung des elektrischen Versorgungsnetzes ist auch, dass solche Windenergieanlagen durch kurze Fehler im elektrischen Versorgungs- netz hindurch weiter betrieben werden können und somit besonders nach einer solchen Fehlerbehebung weiter einspeisen können.
Insoweit sind solche Stützmaßnahmen aber nur Reaktionen auf ein Verhalten des elektrischen Versorgungsnetzes. Eine weitere Verbesserung könnte darin liegen, dass die Windenergieanlagen auch proaktiv eine aktive Unterstützung bilden können. Dazu sind bereits Vorschläge gemacht worden, dass Netzbetreiber, die das elektrische Versorgungsnetz bzw. einen Teil davon steuern, Windenergieanlagen oder Windparks direkt steuern, ihnen zumindest Sollwerte vorgeben.
In diesem Fall arbeiten die Windenergieanlagen oder Windparks als Steuereinheiten des Netzbetreibers.
Dabei ist aber zu bemerken, dass Windenergieanlagen heutzutage hochkomplexe Erzeugungseinheiten sind, die vielfältige Steuerungsmöglichkeiten bieten und dafür auch über viele Sensoren verfügen, um solche Steuerungen durchführen zu können. Zumindest einige der genannten Verfahren nutzen dabei das Potential einer möglichen komple- xen und sensiblen Regelung durch Windenergieanlagen oder Windparks nicht aus.
Das Deutsche Patent- und Markenamt hat in der Prioritätsanmeldung zu vorliegender Anmeldung folgenden Stand der Technik recherchiert: DE 10 2011 081 446 A1 , AT 014 014 U1 , DE 10 2015 000 282 A1 und DE 10 2016 123 384 A1.
Der vorliegenden Erfindung liegt somit die Aufgabe zugrunde, zumindest eines der vor- genannten Probleme zu adressieren. Insbesondere soll eine Lösung vorgeschlagen werden, mit der das elektrische Versorgungsnetz besonders in seiner Steuerung unterstützt werden soll, wobei Besonderheiten der Windenergieanlagen oder Windparks ausgenutzt werden sollen. Zumindest soll zu bisher bekannten Lösungen wenigstens eine alternative Lösung vorgeschlagen werden. Erfindungsgemäß wird somit ein Verfahren nach Anspruch 1 vorgeschlagen. Dieses Verfahren ist zum Unterstützen eines elektrischen Versorgungsnetzes oder eines Teils davon vorgesehen. Es schlägt zunächst vor, Systemzustände des elektrischen Versorgungsnetzes und außerdem oder alternativ das Versorgungsnetz beeinflussender Systemzustände aufzunehmen. Systemzustände des elektrischen Versorgungsnetzes sind besonders die elektrische Spannung nach Betrag, Frequenz und Phase bzw. Veränderungen dieser Größen. Es kommen aber auch weitere Spannungseigenschaften wie eine Oberwelligkeit oder transiente Vorgänge in Betracht. Besonders die Frequenz kann auch als eigene Größe betrachtet werden, wobei sie üblicherweise über die Spannung erfasst wird, weil sie die Frequenz der Spannung ist.
Als das Versorgungsnetz beeinflussende Systemzustände kommen besonders Umwelt- bedingungen in Betracht, die besonders über in das elektrische Versorgungsnetz einspeisende Windenergieanlagen das elektrische Versorgungsnetz beeinflussen können. Beispielsweise hängt das Einspeisen elektrischer Leistung durch Windenergieanlagen von dem vorhandenen Wind ab und somit ist der vorhandene Wind, besonders die vorherrschende Windgeschwindigkeit, ein das elektrische Versorgungsnetz beeinflussender Systemzustand. Ein solcher das Netz beeinflussender Systemzustand kann dabei nicht nur eine Windenergieanlage bzw. einen Windpark beeinflussen, in dem dieser erfasst wurde, sondern auch Windenergieanlagen oder Windparks in der näheren Umgebung. Ggf. kann hierdurch auch eine Vorhersage für andere Windenergieanlagen oder Windparks getroffen werden. Weitere das Versorgungsnetz beeinflussende Systemzustände können aber beispielsweise auch Systemzustände von Windenergieanlagen wie beispielsweise ihre aktuelle Drehzahl sein. Aus einer aktuellen Drehzahl kann ggf. eine verfügbare in der Schwungmasse der betreffenden Windenergieanlage enthaltene Momentanreserve abgeleitet werden. Eine solche Momentanreserve als solche kann auch ein das Versorgungsnetz beeinflussender Systemzustand sein.
Es wird nun weiter vorgeschlagen, so aufgenommene Systemzustände an eine zentrale Auswerte und/oder Steuereinheit zu übertragen. Außerdem oder alternativ wird vorgeschlagen, solche Systemzustände zwischen Erzeugungseinheiten, insbesondere zwischen Windenergieanlagen und/oder Windparks, die dasselbe elektrische Versorgungs- netz einspeisen, zu übertragen. Solche Erzeugungseinheiten können nachfolgend auch vereinfachend als Teilnehmer bezeichnet werden. Solches Übertragen wird besonders vorgeschlagen zur Verwendung durch die Erzeugungseinheiten zum Steuern ihres Ein- speisens in das elektrische Versorgungsnetz. Die Erzeugungseinheiten, insbesondere Windenergieanlagen und Windparks, können dadurch besser koordiniert in das elektri- sehe Versorgungsnetz einspeisen.
Weiterhin wird vorgeschlagen, das elektrische Versorgungsnetz in Abhängigkeit der übertragenen Systemzustände zu steuern. Die Systemzustände, die aufgenommen wurden, dienen hier also nicht nur zum Steuern der jeweiligen Anlage, die sie aufge- nommen hat, sondern sie werden hier auch als allgemeine Informationen bereitgestellt. Dadurch wird es möglich, viele Informationen zu verwenden und damit das Steuern des elektrischen Versorgungsnetzes zu verbessern, zumindest auf eine verbesserte Grundlage zu stellen, indem diese oftmals ohnehin vorhandenen Informationen an die zentrale Auswerte- und/oder Steuereinheit übertragen werden, um sie dadurch anderen bereitzustellen. Dazu kommt auch das Übertragen der Systemzustände zwischen anderen Teilnehmern, insbesondere Erzeugungseinheiten, insbesondere Windenergieanlagen und/oder Windparks in Betracht. Auch darüber können solche Informationen möglichst breit verteilt werden. Es wird dann vorgeschlagen, dass das Steuern des elektrischen Versorgungsnetzes in Abhängigkeit der übertragenen Systemzustände erfolgt. Ein solches Steuern des elektrischen Versorgungsnetzes kann ein unmittelbares Steuern betreffen, insbesondere durch einen Netzbetreiber des betreffenden elektrischen Versorgungsnetzes. Es kann aber auch eine Vorgabe von Sollwerten oder vorher festgelegten zur Steuerung zu verwen- denden Kennlinien bedeuten. Auch ein unmittelbares Steuern in Abhängigkeit der übertragenen Systemzustände kommt in Betracht. Das kann beispielsweise eine spannungsabhängige Blindleistungseinspeisung oder frequenzabhängige Wirkleistungseinspeisung bedeuten, wobei die jeweils zugrunde gelegte Spannung bzw. Frequenz der beiden genannten Beispiele jeweils einen übertragenen Systemzustand bilden kann. Es erfolgt dann also keine lokal begrenzte Steuerung in Abhängigkeit eines lokal aufgenommenen Systemzustands bzw. lokal aufgenommener mehrerer Systemzustände, sondern es werden die übertragenen und damit verteilt aufgenommenen Systemzustände verwendet. Besonders erfolgt somit ein koordiniertes Steuern des elektrischen Versorgungsnetzes in Abhängigkeit der übertragenen Systemzustände, indem die übertragenen Systemzustän- de eine Grundlage für ein solches koordiniertes Steuern bilden.
Es wird nun weiter vorgeschlagen, dass zeitgleich jeweils der Art nach gleiche Systemzustände an mehreren dem Versorgungsnetz zugeordneten Aufnahmeorten aufgenommen werden. Dadurch werden lokal verteilte, aber der Art nach gleiche Systemzustände aufgenommen und diese der Art nach gleichen Systemzustände, die an mehreren Auf- nahmeorten aufgenommen wurden, sind diejenigen, die auch übertragen werden und damit anderen Teilnehmern zur Verfügung gestellt werden. Es werden hierdurch also auch örtlich verteilte Aufnehmer, insbesondere Sensoren, ausgenutzt, um eine breite Datenbasis zu schaffen. Die lokal aufgenommenen Systemzustände werden also nicht mehr nur noch lokal verwendet. Durch das zeitgleiche Übertragen sind sämtliche übertra- genen Zustände auch vergleichbar. Weiterhin wird vorgeschlagen, dass das Aufnehmen wenigstens eines der Systemzustände an jeweils einem Aufnahmeort durch eine Windenergieanlage und außerdem oder alternativ durch einen Windpark durchgeführt wird. Hier liegt besonders der Gedanke zugrunde, dass inzwischen viele Windenergieanlagen und Windparks vorhanden sind, besonders in Ländern, in denen bereits ein großes Ausbaunetz von Windenergieanlagen oder Windparks vorhanden ist, können hierdurch auch auf viele Aufnehmer, besonders Sensoren an den Windenergieanlagen bzw. Windparks, zurückgreifen. Häufig haben solche Windenergieanlagen und/oder Windparks Sensoren für gleichartige Messwerte, wie Umgebungstemperatur, Windrichtung und Windgeschwindigkeit, elektrische Span- nung nach Betrag, Frequenz und Phase zumindest an ihrem Netzanschlusspunkt, als auch diverse Sensoren, die interne Zustände der Windenergieanlage bzw. des Windparks aufnehmen. Solche Aufnehmer müssen auch nicht unbedingt Sensoren sein, sondern es kommt auch in Betracht, dass Informationen ohnehin aus der laufenden Steuerung der betreffenden Windenergieanlage oder des betreffenden Windparks be- kannt sind. Beispielsweise hat eine zentrale Parksteuereinheit regelmäßig Kenntnis über die insgesamt durch den Park eingespeiste elektrische Leistung. Diese Information muss nicht von der zentralen Parksteuereinheit gemessen worden sein, sondern sie kann sich auch beispielsweise berechnen aus der Summe der einzelnen Leistungen aller Windenergieanlagen des Windparks, wobei diese einzelnen Leistungen als Information an die zentrale Parksteuereinheit von den Windenergieanlagen übertragen worden sein können.
Es wird auch noch vorgeschlagen, dass die Windenergieanlage bzw. der Windpark, der einen Systemzustand an einem Aufnahmeort aufnimmt, zu der Windenergieanlage bzw. dem Windpark, der einen Systemzustand an einem anderen Aufnahmeort aufnimmt, zumindest so unabhängig voneinander sind, dass sie an unterschiedlichen Punkten in das elektrische Versorgungsnetz einspeisen. Es wird somit vorgeschlagen, dass diese Aufnahmeorte weiter als über einen Windpark verteilt sind. Dabei wird angenommen, dass jeder Windpark jeweils an einem Netzanschlusspunkt in das elektrische Versorgungsnetz einspeist. Es geht mit anderen Worten darum, nicht nur Daten eines Windparks zu sammeln, was beispielsweise eine zentrale Parksteuereinheit machen könnte, sondern es geht darum, eine noch örtlich weiter verteilte Informationssammlung vorzuschlagen. Die Informationen, nämlich auch die jeweils der Art nach gleichen Systemzustände sollen zumindest soweit örtlich verteilt aufgenommen werden, dass sie wenigstens zwei Netzanschlusspunkte betreffen. Vorzugsweise betreffen sie aber viele Netzanschlusspunkte. Insbesondere betreffen sie wenigstens fünf vorzugsweise wenigstens 10 Netzanschlusspunkte. Entsprechend weit verteilt sind diese gleichartigen Systemzustände, die aufgenommen werden, und entsprechend viele der Art nach gleiche Systemzu- stände werden auch aufgenommen. Vorzugsweise liegen wenigstens zwei Aufnahmeorte wenigstens 50km voneinander entfernt. Damit kann eine große Region abgedeckt werden, was durch Betrachtung nur eines Windparks nicht möglich ist.
Die vorgeschlagene Steuerung des elektrischen Versorgungsnetzes in Abhängigkeit der übertragenen Systemzustände kann somit auf breit verteilte, der Art nach gleiche Systemzustände zugreifen.
Die Verwendung einer solchen breiten Informationsbasis hat diverse Vorteile, was erfindungsgemäß erkannt wurde. Durch eine breit verteilte Informationsbasis können örtliche Unterschiede erkannt werden. So kann beispielsweise eine durchgängig hohe Spannung andere Schlussfolgerungen und damit andere Steuerungsmöglichkeiten hervorrufen als eine Spannung mit unterschiedlichen Amplituden, wenn beispielsweise die Spannung an einem Aufnahmeort besonders hoch ist, und zu einem anderen Aufnahmeort hin abfällt. Auch kann beispielsweise ein gleicher Oberwellenanteil für verschiedene Aufnahmeorte andere Rückschlüsse zulassen als örtlich verteilt unterschiedliche Oberwellenanteile. Auch aufgenommene Windverhältnisse lassen durch eine breite Verteilung ein besseres Bild über eine Großwetterlage zu, so dass die so aufgenommenen und übertragenen Systemzustände in ihrer Gesamtheit mehr wert sind als jeder einzelne Wert für sich.
Gemäß einer Ausführungsform wird vorgeschlagen, dass die der Art nach gleichen Systemzustände ausgewählt sind aus der Liste aufweisend - eine elektrische Spannung des elektrischen Versorgungsnetzes,
- einen Spannungsgradienten der Spannung des Versorgungsnetzes,
- eine auf einen Netzanschlusspunkt bezogene Netzsensitivität,
- eine an einem Netzanschlusspunkt des elektrischen Versorgungsnetzes eingespeiste Blindleistung, - eine an einem Netzanschlusspunkt des elektrischen Versorgungsnetzes eingespeiste Wirkleistung, eine Frequenz einer elektrischen Spannung des Versorgungsnetzes, - einen Frequenzgradient einer elektrischen Spannung des Versorgungsnetzes,
- eine Störung in einem Netzabschnitt des elektrischen Versorgungsnetzes, wobei unterschiedliche Aufnahmeorte unterschiedlichen Netzabschnitten zugeordnet sind, - Oberschwingungen einer elektrischen Spannung des elektrischen Versorgungsnetzes,
- Oberschwingungen eines in das elektrische Versorgungsnetz eingespeisten elektrischen Stromes,
- eine Wetterinformation, insbesondere wenigstens eine aus der Liste aufweisend Windrichtung, Windstärke, Niederschlagsinformationen und Umgebungstemperatur,
- eine Drehzahl einer Windenergieanlage.
Ein möglicher Systemzustand ist somit eine elektrische Spannung des elektrischen Versorgungsnetzes. Es liegen somit örtlich verteilte Werte der elektrischen Spannung des elektrischen Versorgungsnetzes vor und daraus kann beispielsweise die örtliche Spannungsvariation erkannt werden. Ggf. kann davon abhängig beispielsweise eine Blindleistungseinspeisung für Erzeugungseinheiten abgeleitet werden, um nur ein Beispiel zu nennen.
Die der Art nach gleichen Systemzustände können auch ein Spannungsgradient der Spannung des Versorgungsnetzes sein. Demnach wird vorgeschlagen, eine Änderung der Spannung als Systemzustand zu verwenden. An Vorzeichen und Geschwindigkeit der Spannungsänderung können Verhaltensweisen des elektrischen Versorgungsnetzes abgelesen werden. Es wurde somit erkannt, dass nicht nur der Absolutwert der Spannung, sondern auch die Änderung der Spannung eine relevante Größe sein kann und dass es sinnvoll sein kann, diese an unterschiedlichen Orten zu erfassen und an die einzelnen Teilnehmer zu verteilen, sei es nun direkt oder über eine zentrale Auswerte- und/oder Steuereinheit.
Als weitere Möglichkeit wird vorgeschlagen, dass die der Art nach gleichen Systemzustände eine auf einen Netzanschlussanschlusspunkt bezogene Netzsensitivität sind. Eine solche Netzsensitivität beschreibt besonders eine Spannungsänderung an dem betrachteten Netzanschlusspunkt in Bezug auf eine Änderung der eingespeisten Leistung. Diese Spannungsänderung ist insoweit eine Reaktion auf die veränderte Leistungseinspeisung, und diese Reaktion wird ins Verhältnis ihrer Ursache gesetzt und bildet die Netzsensitivi- tät. Daraus kann besonders erkannt werden, ob das Netz, bezogen auf diesen Netzanschlusspunkt, mehr oder weniger stabil ist, insbesondere ob es mehr oder weniger sensitiv auf Veränderungen reagiert. Entsprechend kann eine solche unterschiedliche Netzsensitivität durch eine Regelung ausgeglichen werden. Durch die Verwendung solcher Netzsensitivitäten an unterschiedlichen Orten lässt sich ein umfassendes Bild des elektri- sehen Versorgungsnetzes ableiten. Insbesondere kann erkannt werden, ob eine bestimmte Netzsensitivität ein lokales Phänomen des jeweiligen Netzanschlusspunktes ist, oder ob das Netz oder der betrachtete Netzabschnitt insgesamt mehr oder weniger sensitiv geworden ist. Dabei wird der Begriff Netz vereinfachend und synonym für den Begriff elektrisches Versorgungsnetz verwendet. Es wird auch vorgeschlagen, dass die der Art nach gleichen Systemzustände eine an einem Netzanschlusspunkt des Versorgungsnetzes eingespeiste Blindleistung sein können. Dadurch, dass dies für mehrere Orte, insbesondere mehrere Netzanschlusspunkte betrachtet wird, kann erkannt werden, ob insgesamt ein hoher oder geringerer Blindleistungsanteil eingespeist wird. Aus den jeweils an einem Ort eingespeisten Blind- leistungswerten kann auch erkannt werden, ob eine lokale oder örtlich übergreifende Situation vorliegt. Die Erfassung der eingespeisten Blindleistung kann auch ein Indikator über die Spannungshöhe an dem jeweiligen Netzanschlusspunkt sein. Besonders ist ein lokales Phänomen dann anders zu behandeln als ein örtlich übergreifendes Phänomen.
Vorzugsweise können auch mehrere der bereits beschriebenen oder auch noch nachfol- gend beschriebenen, der Art nach gleichen Systemzustände aufgenommen und ausgewertet werden. Beispielsweise kann eine elektrische Spannung des elektrischen Versorgungsnetzes und die jeweils eingespeiste Blindleistung aufgenommen werden. Daraus kann dann jeweils auch abgeleitet werden, inwieweit die eingespeiste Blindleistung zu der Spannung an dem betreffenden Netzanschlusspunkt korreliert. Gleiches gilt auch für eine Spannungsänderung, also die Aufnahme eines Spannungsgradienten, dessen Bedeutung auch abhängig von der eingespeisten Blindleistung ggf. unterschiedlich bewertet werden kann, um ein weiteres Beispiel zu nennen. Besonders wird vorgeschlagen, die Spannung und die Frequenz des Netzes aufzunehmen und auszuwerten, besonders zusammen auszuwerten. Gemäß einer Ausführungsform wird auch vorgeschlagen, dass die der Art nach gleichen Systemzustände eine jeweils an einem Netzanschlusspunkt des elektrischen Versorgungsnetzes eingespeiste Wirkleistung betreffen. Durch die Aufnahme vieler solcher Werte der eingespeisten Wirkleistung, also an vielen Orten, also an vielen Netzan- schlusspunkten, ist eine Erkenntnis darüber ableitbar, wie viel Wirkleistung insgesamt eingespeist wird. Sofern von einem ausgeglichenen Netz ausgegangen wird, was, beispielsweise an der Frequenz abgelesen werden kann, lässt dies auch einen Schluss darüber zu, wie viel Wirkleistung aus dem elektrischen Versorgungsnetz entnommen wird. Durch örtlich verteilte Werte, was auch örtlich verteilte Spannungswerte betreffen kann, lassen sich auch lokale Schwerpunkte erkennen.
Bei ungefährer Kenntnis der Verbraucher kann aus der Information über die örtlich verteilt eingespeiste Wirkleistung auch abgeleitet werden, wie viel Wirkleistung über weitere Strecken übertragen wird, oder in der Nähe ihrer Erzeugung verbraucht wird.
Auch können die der Art nach gleichen Systemzustände die Aufnahme einer Frequenz einer elektrischen Spannung des Versorgungsnetzes betreffen. Besonders über die Frequenz kann eine Leistungsbilanz im elektrischen Versorgungsnetz erkannt werden. Sofern zumindest kurzzeitig unterschiedliche Frequenzen an unterschiedlichen Orten erkannt werden, kann eine Netzpendelung vorliegen und diese aufzunehmen und zu erkennen kann wichtig sein, um solche Netzpendelungen zu dämpfen oder möglicher- weise deren Ursache zu bekämpfen.
Außerdem oder alternativ kann auch ein Frequenzgradient als der Art nach gleicher Systemzustand aufgenommen werden. Über einen solchen Frequenzgradienten, besonders auch im Zusammenhang mit absoluten Werten der Frequenz, können Veränderungen der Leistungsbilanz im elektrischen Versorgungsnetz erkannt werden. Eine solche Leistungsbilanz bezeichnet das Verhalten eingespeister zu entnommener Wirkleistung. Im Idealfall ist dieses Verhältnis 1 , wenn also so viel Leistung eingespeist wie entnommen wird. Andernfalls ändert sich die Frequenz und es können Stützmaßnahmen, falls erforderlich, eingeleitet werden. Bei Betrachtung der Frequenzänderung, insbesondere eines Frequenzgradienten, kann ggf. eine kritische Situation schneller erkannt werden. Die der Art nach gleichen Netzzustände können auch eine Störung oder einen Netzabschnitt des Versorgungsnetzes betreffen, wobei unterschiedliche Aufnahmeorte unterschiedlichen Netzabschnitten zugeordnet sind. Es können also Störungen unterschiedlicher Netzabschnitte erkannt werden. Daraus lassen sich möglicherweise Steuerungs- schritte ableiten, wie sich in Antwort auf eine solche Störung die einzelnen Einspeiser verhalten sollen. Es kann auch in Betracht kommen, dass ein Netzabschnitt getrennt wird und dazu kann dann in Betracht kommen, dass die einzelnen Erzeuger ihre Leistung möglicherweise schnell anpassen müssen, je nachdem ob sie in dem abgetrennten oder verbleibenden Netzabschnitt sind und dort einspeisen.
Die der Art nach gleichen Zustände, die aufgenommen werden, können auch Oberschwingungen einer elektrischen Spannung des Versorgungsnetzes betreffen. Durch die örtlich verteilte Aufnahme solcher Oberschwingungen lassen sich auch Ursachen dafür ableiten, besonders ob generell ein hoher Oberschwingungsanteil im elektrischen Ver- sorgungsnetz vorhanden ist, oder ob es einige Verursacher dafür gibt, seien es Einspeiser oder Verbraucher.
Es wird auch vorgeschlagen, dass als Systemzustand Oberschwingungen eines in das elektrische Versorgungsnetz eingespeisten elektrischen Stromes aufgenommen werden. Auch daraus kann dann jeweils abgeleitet werden, ob sich solche Oberschwingungen verbreiten oder sogar zum Kompensieren anderer Oberschwingungen im elektrischen Versorgungsnetz beigetragen haben. Grundsätzlich lässt eine Auswertung der Oberschwingungen auch einen Rückschluss auf die Art der angeschlossenen Verbraucher und/oder Erzeuger, also Einspeiser, zu.
Es wird auch vorgeschlagen, dass als Systemzustand eine Wetterinformation aufge- nommen und zwischen den Teilnehmern verteilt werden kann. Auch eine Wetterinformation, die von vielen Teilnehmern an unterschiedlichen Orten aufgenommen wird, ermöglicht das Erkennen einer aktuellen Großwetterlage. Insoweit können die einzelnen Teilnehmer, insbesondere die Windenergieanlagen oder Windparks, als Wetterstationen dienen. Es ist dabei zu beachten, dass besonders Windenergieanlagen und Windparks spezielle Wetterdaten aufnehmen, die besonders für Windenergieanlagen und Windparks relevant sind. Beispielsweise ermöglichen Windenergieanlagen im Wesentlichen die Aufnahme von Wetterinformationen im Wesentlichen freien Gelände und regelmäßig auch in einer großen Höhe, nämlich besonders dann, wenn diese Wetterinformationen mit entsprechenden Sensoren auf einer Gondel der betreffenden Windenergieanlagen aufgenommen werden. Mit anderen Worten werden genau die Wetterdaten aufgenommen, die auch für Windenergieanlagen zugeschnitten sind. Insbesondere werden solche Wetterdaten aufgenommen die für eine Prognose durch Windenergieanlagen einzuspeisenden Leistung benötigt werden. Insbesondere kann eine Wetterinformation eine Windrichtung und/oder eine Windstärke und/oder eine Niederschlagsinformation oder mehrere Niederschlagsinformationen und/oder eine Umgebungstemperatur betreffen. Durch die Windrichtung kann auch eine Information zu erwartender Windstärke abgeleitet werden, wenn jeweils zusätzlich be- rücksichtigt wird, ob in der betreffenden Windrichtung Hindernisse stehen oder nicht. Solche Hindernisse können besonders auch weitere Windenergieanlagen in demselben Windpark sein.
Über die Windstärke kann eine Aussage über verfügbare Windleistung getroffen werden. Das kann beispielsweise besonders dann relevant sein, wenn Windenergieanlagen aus gesetzlichen oder anderen Vorgaben temporär leistungsreduziert betrieben werden. Dann kann nämlich aus der eingespeisten Leistung nicht ohne Weiteres die tatsächlich verfügbare Leistung abgeleitet werden. Eine Windstärke kann aber auch einen Hinweis auf ein mögliches Beschädigungspotential, also eine Beschädigungsgefahr für Windenergieanlagen geben. Dann kann nämlich eine hohe Windstärke auch ein Hinweis auf eine zu erwartende Leistungsreduktion sein, wenn nämlich die Windenergieanlagen aus Eigenschutz weniger Leistung erzeugen. Aber auch unterschiedliche Windstärken an den unterschiedlichen Aufnahmeorten können einen Hinweis über die Böigkeit oder auch einen Wetterumschwung geben.
Auch Niederschlagsinformationen, also besonders ob es regnet oder schneit, können Hinweise zu zu erwartenden Leistungsänderungen geben. So kann beispielsweise bei Regen grundsätzlich eine feuchtere und damit schwerere Luft vorliegen, was wiederum das Anlagenverhalten und damit ggf. die eingespeiste Wirkleistung beeinflussen kann.
Von Niederschlagsinformationen, besonders gepaart mit Informationen über Umgebungstemperaturen, können ggf. auch besondere Situationen wie ein zu erwartender Eisansatz erkannt werden.
Auch eine Umgebungstemperatur kann damit Hinweise auf eine zu erwartende Leistungsänderung geben, um nur ein Beispiel zu nennen.
Gemäß einer weiteren Ausführungsform wird vorgeschlagen, dass zum Aufnehmen der Systemzustände wenigstens jeweils ein Messmittel an jedem Aufnahmeort vorgesehen ist. Somit werden Messmittel verwendet und dadurch, dass sie an jedem Aufnahmeort vorhanden sind, kann eine breite Grundlage an Messwerten geschaffen werden. Alternativ können aber auch Systemzustände aus dem Anlagenverhalten der Windenergieanla- ge abgeleitet werden. Beispielsweise kann aus Drehzahl, Blattwinkel und erzeugter Leistung auf eine vorherrschende Windgeschwindigkeit geschlossen werden. Auch hierdurch können dann breit verteilte Informationen zu vorherrschenden Windgeschwindigkeiten aufgenommen werden und es lässt sich ein umfassendes Wetterbild erstellen, das wiederum für die eingespeiste Wirkleistung und auch für zu erwartende einzuspeisende Wirkleistung relevant ist. Wird in einem sehr großen Gebiet beispielsweise erkannt, dass überall eine hohe Windgeschwindigkeit herrscht, ist davon auszugehen, dass auch in naher Zukunft noch an den meisten Windenergieanlagen, die an dieser Aufnahme der Systemzustände teilgenommen haben, noch eine hohe Windgeschwindigkeit zu erwarten ist und damit eine entsprechend einzuspeisende Leistung zu erwarten ist und einkalkuliert werden kann.
Insoweit kann, ganz generell, auch die Information über die Systemzustände für einen Netzbetreiber auswertbar sein, der erkennen kann, ob bzw. in welchem Maße er mit Windleistung rechnen kann und inwieweit er sich mit anderen, besonders herkömmlichen Einspeisern darauf einstellen muss. Besonders wird hierdurch auch ein solcher Netzbetreiber in die Lage versetzt, weitreichende Informationen über sein elektrisches Versorgungsnetz zu erhalten. Unter anderem können auch Informationen dabei sein, die er bisher nicht aufnehmen konnte oder aufgenommen hat.
Besonders spezielle für Windenergieanlagen relevante Informationen können daher vorzugsweise auch von den Windenergieanlagen oder entsprechend arbeitenden Auswerteeinrichtungen aufbereitet werden. Mit anderen Worten brauchen dem Netzbetreiber beispielsweise nicht konkrete Winddaten übermittelt zu werden, sondern es kann ausreichen, die daraus resultierenden Erwartungswerte für von den Windenergieanlagen einzuspeisende Leistung zu ermitteln, um nur ein Beispiel zu nennen. Es kommt aber auch in Betracht, außerdem oder alternativ dem Netzbetreiber die tatsächlich aufgenommenen Daten insgesamt zur Verfügung zu stellen und er kann dann selbst eine Auswertung vornehmen und ist nicht auf die Interpretation anderer Einrichtungen angewiesen.
Die der Art nach gleichen Systemzustände können auch jeweils eine Drehzahl einer Windenergieanlage sein. Werden die Drehzahlen vieler Windenergieanlagen erfasst, lässt sich daraus eine vorhandene Rotationsenergie in dem betreffenden elektrischen Versorgungsnetz oder zumindest Teil des elektrischen Versorgungsnetzes abschätzen. Diese gespeicherte Rotationsenergie, die ganz erheblich sein kann, kann der Netzbetreiber ggf., zumindest teilweise, als Momentanreserve abrufen. Das kann er für Strategien zur Netzstützung durch eine solche Momentanreserve berücksichtigen. Vorzugsweise wird vorgeschlagen, dass zu einem vorbestimmten Zeitpunkt die Messmittel der Aufnahmeorte miteinander abgeglichen werden, insbesondere dass sie miteinander synchronisiert werden. Besonders bei elektrischen Werten und hier besonders bei Augenblickswerten kann es sinnvoll sein, eine solche Synchronisation durchzuführen, damit wirklich diese verteilt aufgenommenen Systemzustände zu genau demselben Zeitpunkt aufgenommen werden. Dadurch kann vermieden werden, dass daraus, dass beispielsweise an einem Ort immer etwas später gemessen wird, ein systematischer Fehler entsteht, der einen falschen Eindruck und damit eine falsche Auswertung bedingen kann. Gemäß einer Ausführungsform wird vorgeschlagen, dass das Verfahren dadurch gekennzeichnet ist, dass für die übertragenen Systemzustände eine Messdynamik bei ihrer Aufnahme verwendeter Messmittel berücksichtigt wird, insbesondere, dass jeweils die Messdynamik der verwendeten Messmittel herausgerechnet oder auf eine vorgegebene Messdynamik umgerechnet oder transformiert wird, so dass der Art nach gleiche Sys- temzustände, die mit Messmitteln mit unterschiedlicher Messdynamik aufgenommen wurden, nach dem Herausrechnen bzw. Umrechnen, sich so verhalten als seien sie mit Messmitteln gleicher Messdynamik aufgenommen worden. Insbesondere wird für der Art nach gleiche Systemzustände als Messmittel gleicher Messdynamik ein virtuelles Messmittel mit vorgebbarer Messdynamik zu Grunde gelegt. Das kann besonders für schnell aufzunehmende Größen wichtig sein, wie für die Netzspannung, besonders für die Aufnahme von Augenblickswerten der Netzspannung zum Erkennen einer Netzstörung.
Somit wird eine Lösung geschaffen, mit der viele gut vergleichbare Systemzustände gesammelt werden können, obwohl unterschiedliche Messmittel verwendet werden. Das ermöglicht auch, das vorgeschlagene Verfahren mit bereits existierenden Teilnehmern zu verwirklichen. Es brauchen also nicht unbedingt die Messmittel getauscht zu werden, um dann überall gleiche Messmittel zu haben.
Vorzugsweise wird vorgeschlagen, dass für das Übertragen der Systemzustände eine verschlüsselte Übertragung und/oder jeweils eine Übertragung über mehrere, insbesondere unterschiedliche Übertragungsmedien und/oder unterschiedliche Übertragungspro- tokolle und/oder zu unterschiedlichen Empfangseinheiten zur getrennten Auswertung erfolgt.
Besonders durch eine solche verschlüsselte Übertragung kann ein Verfälschen der Informationen vermieden werden. Die Informationen als solche müssen nicht unbedingt geheim gehalten werden, aber sofern die Steuerung des elektrischen Versorgungsnetzes davon abhängt, muss sichergestellt werden, dass diese Informationen nicht verfälscht wurden. Dazu kann auch die Übertragung über mehrere insbesondere unterschiedliche Übertragungsmedien beitragen. Durch die Verwendung mehrerer, insbesondere unter- schiedlicher Übertragungsmedien kann auch eine Redundanz der Informationen erreicht werden. Sollte es auf einem Übertragungsweg, also einem Übertragungsmedium, eine Störung geben, oder sogar eine Unterbrechung, so können die Informationen über das andere Übertragungsmedium dennoch ankommen. Unterschiedliche Übertragungsmedien können besonders ganz oder teilweise leitungsgebundene Übertragungen, Übertra- gungen per Funk und/oder über Satellit beinhalten. Es kommen aber auch unterschiedliche leitungsgebundene Übertragungsmedien in Betracht, wie beispielsweise über Glasfaser einerseits und eine elektrische Übertragung andererseits.
Auch unterschiedliche Übertragungsprotokolle können für eine solche Redundanz und/oder Datensicherheit sorgen. Unterschiedliche Übertragungsprotokolle können auch für unterschiedliche Übertragungsmedien verwendet werden.
Bei der Übertragung zu unterschiedlichen Empfangseinheiten zur getrennten Auswertung kann ebenfalls eine Redundanz erreicht werden. Auch das betrifft eine Datensicherheit aber auch eine Ausfallsicherheit der Empfangs- bzw. Auswerteeinheiten.
Gemäß einer weiteren Ausführungsform wird vorgeschlagen, dass die Übertragung der Systemzustände verschlüsselt erfolgt und zur Übertragung ein regelmäßig wechselnder Schlüssel verwendet wird und insbesondere dass der Schlüssel, oder ein Teil davon, einerseits per Fernübertragung und andererseits oder für einen verbleibenden Teil des Schlüssels, durch einen Datenträger an die beteiligten Windenergieanlagen bzw. Windparks und/oder die zentrale Auswerte- und/oder Steuereinheit übertragen werden. Somit wird zur Erhöhung der Sicherheit vorgeschlagen, dass bei der verschlüsselten Übertragung ein regelmäßig wechselnder Schlüssel verwendet wird. Dadurch wird besonders ein fremder Zugriff vermieden. Durch die Verwendung unterschiedlicher Übertragungswege für die Information einerseits und den Schlüssel andererseits bzw. die getrennte Übertragung von Teilen des Schlüssels kann weiterhin eine hohe Sicherheit gewährleistet werden. Die Übertragung des Schlüssels oder eines Teils davon durch einen Datenträger kann beispielsweise auch quartalsweise erfolgen und eine solche Übertragung kann beispielsweise durch Servicepersonal vorgenommen werden. Vorzugsweise werden solche Übertragungen von Schlüsseln für die Verschlüsselung an Wartungsintervalle der Windenergieanlage angepasst, so dass Servicepersonal nicht nur zum Bringen des Schlüssels zur betreffenden Anlage fahren muss. Im Falle eines Windparks ist aber davon auszugehen, dass eine regelmäßige Wartung, beispielsweise alle halbe Jahr, einer Windenergieanlage des Parks dazu führt, dass deutlich häufiger als alle halbe Jahr Servicemitarbeiter den Windpark besuchen und dann einen Schlüssel tauschen könnten. Es kommt auch in Betracht, dass gelegentlich der Schlüssel per Datenträger und gelegentlich anders übertragen wird. Vorzugsweise kann eine zentrale Steuereinheit einen Schlüssel generieren und an die Teilnehmer schicken.
Gemäß einer Ausführungsform wird vorgeschlagen, dass aufgenommene Systemzustän- de vor der Übertragung ausgewertet werden. Zum einen kann hierunter fallen, ein Spannungssignal aufzunehmen, seine Verhaltensweisen, wie einen Spannungsgradienten, eine Frequenz oder einen Frequenzgradienten zu extrahieren und als Wert zu übertragen. Auch eine Normierung kann hierunter fallen, wenn beispielsweise die Spannungshöhe auf eine Netznennspannung bezogen wird. Eine weitere vorteilhafte Variante einer solchen Auswertung ist, Winddaten zu erfassen und diese hinsichtlich verfügbarer Leistung und ggf. auch zu erwartender Leistung auszuwerten. Eine solche Auswertung kann beispielsweise auch, wenn sie für einen Windpark gemacht wird, Randbedingungen des Windparks betrachten. Ist beispielsweise der Windpark überdimensioniert, derart, dass alle Windenergieanlagen zusammen bei aus- reichend Wind mehr Leistung erzeugen könnten, als der Netzanschlusspunkt verkraften kann, kann dieser Maximalwert mit berücksichtigt werden. Es kann auch mit berücksichtigt werden, ob beispielsweise eine Windenergieanlage in dem Windpark ausgefallen ist und daher zwar ausreichend Wind vorhanden ist, durch den Ausfall der Anlage aber insgesamt von dem Windpark weniger Leistung erzeugt werden kann, um ein weiteres Beispiel zu nennen.
Auch bei einer einzelnen Windenergieanlage kann beispielsweise betrachtet werden, ob sie aufgrund von Randbedingungen auf eine bestimmte Leistung begrenzt ist, wie beispielsweise aufgrund gesetzlicher Vorschriften.
Eine weitere Möglichkeit einer Auswertung besteht darin, eine Drehzahl einer Windener- gieanlage zu erfassen und statt des Drehzahlwertes eine abgeleitete Größe wie eine aufgrund der Rotationsenergie verfügbare Momentanreserve zu berechnen und dann diese Momentanreserve als Wert zu übertragen. Gemäß einer weiteren Ausführungsform wird vorgeschlagen, dass als Systemzustand jeweils eine dreiphasige Spannung erfasst wird und die Erfassung so erfolgt, dass
- zunächst zu einem ersten Messzeitpunkt zu jeder Phase ein Spannungswert, insbesondere eine Strangspannung, gemessen wird und - die so erfassten drei Spannungswerte zusammen in Polarkoordinaten mit einem
Betrag und einer Phase transformiert werden, so dass dieser eine Betrag mit dieser einen Phase alle drei Spannungswerte repräsentiert, und
- eine solche Messung und Transformation für mehrere Aufnahmeorte vorgenommen wird und - diese Werte in Polarkoordinaten als gemeinsamer Wert an die zentrale Auswerte- und/oder Steuereinheit bzw. zwischen anderen Teilnehmern übertragen werden und
- das Messen, Transformieren, und Übertragen sukzessive wiederholt wird oder
- an jedem Aufnahmeort eine weitere Auswertung der in Polarkoordinaten transfor- mierten Messwerte erfolgt und ein Ergebnis der Auswertung an die zentrale Aus- werte- und/oder Steuereinheit bzw. zwischen anderen Teilnehmern übertragen wird.
Besonders wird durch diese dreiphasige Messung und Transformation in Polarkoordinaten erreicht, dass alle drei Phasen erfasst werden, gleichwohl nur ein möglichst geringer Datensatz zu übertragen ist. Besonders wird vorgeschlagen, dass diese Werte in Polarkoordinaten als gemeinsamer Wert an die zentrale Auswerte- und/oder Steuereinheit übertragen werden bzw. zwischen den Teilnehmern übertragen werden und das Messen, Transformieren und Übertragen sukzessive wiederholt wird. Es wird also zu jeder Messung diese in Polarkoordinaten übertragen. Alternativ erfolgt eine Auswertung an jedem Aufnahmeort und eine Auswertung der in Polarkoordinaten transformierten Messwerte, so dass erst ein Ergebnis der Auswertung an die zentrale Auswerte- und/oder Steuereinheit bzw. zwischen anderen Teilnehmern übertragen wird. Dadurch kommt auch in Betracht, dass deutlich seltener eine Übertragung als eine Messung erfolgt, was auch von einer erkannten Änderungsgeschwindigkeit der aufgenommenen Spannung abhängen kann. Besonders kann eine solche Vorauswertung dann sinnvoll sein, wenn es beson- ders auf eine Spannungsänderung ankommt und nicht die dafür gemessene absolute Spannungsamplitude.
Gemäß einer Ausführungsform wird vorgeschlagen, dass die Übertragung der Systemzustände synchronisiert erfolgt. Es werden also die aufgenommenen Systemzustände im Grunde von allen Teilnehmern zugleich übertragen. Besonders bei zeitkritischen Informationen liegen diese zum einen gleichzeitig vor und zum anderen auch jeweils zu einem Auswertezeitpunkt vollständig vor. Gemäß einer Ausführungsform wird vorgeschlagen, dass die zentrale Auswerte- und/oder Steuereinheit Daten in Abhängigkeit der an sie übertragenen Systemzustände an die Windenergieanlagen und/oder Windparks zurück überträgt. Die zentrale Auswerte- und/oder Steuereinheit dient somit als zentraler Empfänger und dient gleichzeitig dazu, die empfangenen Daten wieder zu verteilen. Dadurch ergibt sich eine zentralisierte Datenübertragungsstruktur. Dabei wird aber vorzugsweise vorgeschlagen, dass die Auswerte- und/oder Steuereinheit nicht alle Daten wieder verteilt, sondern abhängig von den jeweiligen Systemzuständen. Besonders können Infor- mationen über das elektrische Versorgungsnetz für alle Windenergieanlagen oder Windparks interessant sein, wohingegen beispielsweise die Drehzahl von Windenergieanlagen für die anderen Windenergieanlagen weniger von Bedeutung sein können, um nur ein Beispiel zu nennen.
Gemäß einer weiteren Ausgestaltung wird vorgeschlagen, dass Systemzustände von Aufnahmeorten getrennter und zur Wiederverbindung zu resynchronisierender Teilnetze aufgenommen und an die zentrale Auswerte- und/oder Steuereinheit übertragen werden, um die Resynchronisation und das Wiederverbinden vorzubereiten. Besonders bei der Resynchronisation von Teilnetzen, die besonders bei einem Fehler getrennt wurden, kann es wichtig sein, genaue Informationen über diese beiden Teilnetze zur und vor der Resynchronisation zu haben. Besonders gleiche Frequenz und Phase und Spannungsamplitude sind wichtige Werte. Auch eine Stabilisierung dieser Werte, also der Frequenz und Spannungsamplitude ist recht wichtig und das kann von solchen Teilnehmern, die solche Systemzustände aufnehmen, besonders von Windenergieanlagen oder Windparks, erfasst und bereitgestellt werden. Hierfür kann besonders auch von Bedeutung sein, wie die aktuellen Windverhältnisse sind und insbesondere, ob Windenergieanlagen nach der Resynchronisation einen signifikanten Anteil zur Stützung des so frisch resyn- chronisierten Netzes beitragen können.
Beispielsweise kommt in Betracht, dass vor der Resynchronisation zumindest eines der Teilnetze wenige Verbraucher aufweist, weil diese nach der die Trennung der Teilnetze verursachenden Störung getrennt bzw. abgeschaltet wurden. Hierbei kommt auch in Betracht, dass entsprechend die einspeisenden Windenergieanlagen nur wenig Leistung einspeisen, weil sie aufgrund des Fehlers gedrosselt wurden. Nun ist es wichtig zu wissen, auf wie viel Leistung die Windenergieanlagen nach der Resynchronisation ihrer Einspeisung erhöhen können. Davon abhängig kann dann im Zuge bzw. nach der Resynchronisation eine Wiederzuschaltung abgetrennter Verbraucher durchgeführt werden. Hier wurde besonders erkannt, dass Windenergieanlagen, soweit ausreichend Wind vorhanden ist, sehr schnelle Regeleinheiten im elektrischen Versorgungsnetz sind. Windenergieanlagen können innerhalb weniger Sekunden ihre Leistung signifikant erhöhen oder verringern und sind damit sehr gut für die Regelung solcher kritischen Vorgänge wie der genannten Resynchronisation geeignet.
Vorzugsweise wird vorgeschlagen, dass das Steuern des elektrischen Versorgungsnetzes in Abhängigkeit der übertragenen Systemzustände wenigstens eine Steuerungsmaßnahme umfasst aus der Liste bestehend aus den Steuerungsmaßnahmen: - Steuern einer Resynchronisation zweier Netzabschnitte des elektrischen Versorgungsnetzes,
- Vorgeben von Sollwerten für einzuspeisende Wirk- und/oder Blindleistung, und
- Vorgeben einzuhaltender Steuerkennlinien.
Eine mögliche Steuerungsmaßnahme ist somit das bereits beschriebene Steuern einer Synchronisation zweier Netzabschnitte des elektrischen Versorgungsnetzes. Hierbei kann besonders ein Netzbetreiber auf die vielen gesammelten und koordiniert zusammengestellten Systemzustände zurückgreifen und darauf aufbauend die Resynchronisation steuern. Das betrifft in erster Linie natürlich das Wiederverbinden dieser beiden Teilnetzabschnitte, es betrifft aber auch begleitende Maßnahmen wie das Hochfahren einzuspeisender Leistung, wenn nach der Resynchronisation noch weitere Verbraucher zugeschaltet werden.
Auch das Vorgeben von Sollwerten für einzuspeisende Wirk- und/oder Blindleistungen kann basierend auf den gesammelten Systemzuständen gut gesteuert werden. Besonders die einzuspeisende Wirkleistung betrifft regelmäßig das gesamte Netz bzw. den relevanten Netzabschnitt, weil sämtliche eingespeiste Leistung möglichst zur verbrauch- ten Leistung korrespondieren soll. Hierbei können auch Gesamtveränderungen berücksichtigt werden, die aufgrund der gesammelten Systemzustände zu erwarten sind.
Aber auch eine Stützung durch Blindleistungseinspeisung kann in vorteilhafter Weise zentral gesteuert werden, bzw. in Abhängigkeit der vielen gesammelten Systemzustände gesteuert werden. Besonders können dadurch beispielsweise auch Schwingungen vermieden werden, die beispielsweise auftreten könnten, wenn an einem Punkt spannungsabhängig eine Blindleistung eingespeist wird, die an einem anderen Punkt zu einer Spannungserhöhung führt, die dort zu einer Verringerung der eingespeisten Blindleistung führen könnte, was wiederum die erste eingespeiste Blindleistung bzw. die dort erkannte Spannung beeinflusst. Wird dies nun koordiniert, indem von allen, besonders den beiden beispielhaft genannten Orten, die notwendigen Systemzustände und damit die notwendigen Informationen allen zur Verfügung stehen, kann ein solches Gegeneinanderarbeiten vermieden werden.
Besonders können auch gemäß einer Ausführungsform Steuerkennlinien abhängig der Systemzustände vorgegeben werden. Solche Steuerkennlinien können beispielsweise eine frequenzabhängige Leistungseinspeisung betreffen. Solche Steuerkennlinien können bei Windenergieanlagen hinterlegt werden und die Windenergieanlagen arbeiten dann eigenständig basierend auf dieser Steuerkennlinie, ändern also ihre Wirkleistungseinspeisung abhängig von dem jeweils durch sie erfassten Spannungswert, um bei diesem Beispiel zu bleiben.
Aus den vielen gesammelten Systemzuständen kann sich nun beispielsweise ergeben, dass von einem hinsichtlich Stabilität geschwächten Netz auszugehen ist. Zur Stützung wäre dann hilfreich, mehr Stützleistung zur Verfügung zu haben, also potentielle Leistung, die nicht eingespeist wird, aber auf Abruf sofort eingespeist werden kann, also besonders innerhalb von wenigen Sekunden. In diesem beispielhaften Fall kann es dann sinnvoll sein, dass die Windenergieanlagen eine reduzierte Leistungskennlinie erhalten bzw. auswählen, die sie zwingt, weniger Leistung einzuspeisen, als sie aufgrund der vorherrschenden Windgeschwindigkeit könnten. Hier wird also die genannte frequenzabhängige Leistungskennlinie so reduziert, dass die Windenergieanlage trotz Nennfrequenz bereits eine reduzierte Leistung einspeist. Beim weiteren Absinken der Frequenz ist es dadurch aber möglich, dass diese frequenzabhängige Leistungskennlinie eine höhere Leistung vorgibt, was nicht möglich wäre, wenn die Windenergieanlage bei Nennfrequenz bereits ihre maximal mögliche Leistung einspeisen würde. Ein solcher Kennlinienwechsel kann also basieren auf den aufgenommenen Systemzuständen, die ein Abbild über das elektrische Versorgungsnetz bzw. einen Teil davon liefern.
Erfindungsgemäß wird auch eine Einspeiseanordnung vorgeschlagen. Diese umfasst mehrere Windenergieanlagen, wobei - die Windenergieanlagen bzw. Windparks Messmittel aufweisen zum Aufnehmen von
Systemzuständen des elektrischen Versorgungsnetzes und/oder von das elektrische Versorgungsnetz beeinflussender Systemzustände, wobei
- zeitgleich jeweils der Art nach gleiche Systemzustände an mehreren, dem Versor- gungsnetz zugeordneten Aufnahmeorten aufgenommen werden,
- das Aufnehmen wenigstens eines der Systemzustände an jeweils einem Aufnahmeort durch eine der Windenergieanlage bzw. einen der Windparks durchgeführt und
- die Windenergieanlage bzw. der Windpark, der einen Systemzustand an einem Aufnahmeort aufnimmt, zu der Windenergieanlage bzw. dem Windpark, die einen
Systemzustand an einem anderen Aufnahmeort aufnimmt, zumindest so unabhängig ist; dass sie an unterschiedlichen Punkten in das elektrische Versorgungsnetz einspeisen, und
- Übertragungsmittel vorgesehen sind, um die aufgenommenen Systemzustände zwi- sehen den Windenergieanlagen und/oder Windparks zu übertragen oder von den
Windenergieanlagen bzw. Windparks an eine zentrale Auswerte- und/oder Steuereinheit zu übertragen und
- die Windenergieanlagen bzw. Windparks jeweils Steuermittel aufweisen, um abhängig der zwischen den Windenergieanalgen übertragenen Systemzuständen, oder abhän- gig der an die zentrale Auswerte- und/oder Steuereinheit übertragenen Systemzustände elektrische Leistung in das elektrische Versorgungsnetz einzuspeisen.
Es sind also mehrere Windenergieanlagen vorgesehen und diese Windenergieanlagen weisen Messmittel auf. Mit den Messmitteln können Systemzustände des elektrischen Versorgungsnetzes aufgenommen werden, bzw. solcher, die das elektrische Versorgungsnetz beeinflussen. Hier kommen besonders solche Systemzustände in Betracht, die oben bereits im Zusammenhang mit dem Verfahren erläutert wurden.
Auch für diese Einspeiseanordnung wird vorgeschlagen, dass zeitgleich jeweils der Art nach gleiche Systemzustände an mehreren, dem Versorgungsnetz zugeordneten Aufnahmeorten aufgenommen werden, so dass auch hier eine örtlich verteilte Aufnahme mehrerer der Art nach gleicher Systemzustände vorgeschlagen wird, wobei das Aufnehmen an jeweils einem Aufnahmeort durch jeweils eine Windenergieanlage und/oder einen Windpark durchgeführt wird. Die Möglichkeiten einer solchen Windenergieanlage oder eines solchen Windparks, die die entsprechenden Sensoren aufweisen, wird hier mit ausgeschöpft und zur Steuerung eingesetzt. Auch hier wird eine zumindest soweit verteilte Aufnahme vorgeschlagen, dass die die Messwerte aufnehmenden Windenergieanlagen oder Windparks an unterschiedlichen Netzanschlusspunkten in das elektrische Versorgungsnetz einspeisen und damit entsprechend weit voneinander entfernt angeord- net sind.
Insoweit betrifft auch die beanspruchte Einspeiseanordnung mehrere entsprechend weit verteilte Windenergieanlagen bzw. mehrere entsprechend weit verteilte Windparks.
Um die aufgenommenen Systemzustände zwischen den Windenergieanlagen zu übertragen oder von den Windenergieanlagen an eine zentrale Auswerte- und/oder Steuer- einheit zu übertragen, sind entsprechende Übertragungsmittel vorgesehen. Solche Übertragungsmittel können beispielsweise Funksender und -empfänger sein, oder solche Sender und Empfänger können auch kabelgebunden arbeiten.
Außerdem weist jede Windenergieanlage ein Steuermittel auf, um damit abhängig der zwischen den Windenergieanlagen übertragenen Systemzuständen oder abhängig der an die zentrale Auswerte- und/oder Steuereinheit übergebenen Systemzuständen elektrische Leistung in das elektrische Versorgungsnetz einzuspeisen. Solche Steuermittel können also die so übertragenen Systemzustände berücksichtigen und davon abhängig eine Steuerung durchführen. Beispielsweise können diese Steuermittel eine frequenzabhängige Leistungseinspeisung steuern und dafür Frequenzwerte zugrunde legen, die sie als aufgenommene Systemzustände über die genannte Übertragung der Systemzustände erhalten haben, um nur ein Beispiel zu nennen. Vorzugsweise ist die Einspeiseanordnung dazu vorbereitet, ein Verfahren gemäß wenigstens einer der vorstehend oder nachstehend beschriebenen Ausführungsformen auszuführen. Das kann besonders bedeuten, dass entsprechende Software implementiert ist. Besonders Software in den Übertragungsmitteln und/oder den Steuermitteln bzw. zum Steuern der Übertragungsmittel bzw. der Steuermittel. Solche Software müsste beispielsweise nicht unbedingt in einem Steuermittel implementiert sein, um das Steuermittel zu steuern. Beispielsweise kann die Software in einem Zentralrechner der jeweiligen Windenergieanlage installiert sein, um von da aus das betreffende Steuermittel zu steuern. Soweit sich offensichtliche Mittel oder andere Vorrichtungen aus einer Ausführungs- form eines beschriebenen Verfahrens ergeben, bilden diese entsprechend einen Teil der Einspeiseanordnung.
Erfindungsgemäß wird auch eine Windenergieanlage vorgeschlagen, die zum Erzeugen elektrischer Leistung aus Wind und zum Einspeisen der erzeugten elektrischen Leistung in ein elektrisches Versorgungsnetz vorbereitet ist. Die Einspeisung erfolgt hier an einem ersten Netzanschlusspunkt. Die vorgeschlagene Windenergieanlage umfasst
- wenigstens ein Messmittel zum Aufnehmen von Systemzuständen des elektrischen Versorgungsnetzes und/oder von das elektrische Versorgungsnetz beeinflussender Systemzustände,
- wenigstens ein Übertragungsmittel, um die aufgenommenen Systemzustände an weitere Windenergieanlagen zu übertragen und von den weiteren Windenergieanlagen aufgenommene Systemzustände zu empfangen, oder um die aufgenommenen Systemzustände an eine zentrale Auswerte- und/oder Steuereinheit zu übertragen und von der Auswerte- und/oder Steuereinheit von den weiteren Windenergieanlagen aufgenommene Systemzustände zu empfangen, - wenigstens ein Steuermittel, um abhängig der empfangenen Systemzustände elektrische Leistung in das elektrische Versorgungsnetz einzuspeisen, wobei
- das Übertragungsmittel dazu vorbereitet ist, eine Übertragung bzw. einen Empfang zu einer weiteren Windenergieanlage herzustellen, die an einem weiteren, zu dem ersten Netzanschlusspunkt verschiedenen Netzanschlusspunkt in das elektrische Versor- gungsnetz einspeist. Eine solche Windenergieanlage nimmt somit Systemzustände auf, besonders solche, wie gemäß wenigstens einer Ausführungsform vorstehend oder nachstehend beschrieben wird. Diese Systemzustände, zumindest einer davon, werden an andere Windenergieanlagen übertragen und von diesen anderen Windenergieanlagen können diese Systemzu- stände auch empfangen werden. Dies kann auch über eine zentrale Auswerte- und/oder Steuereinheit erfolgen. Dabei steht diese wenigstens eine weitere Windenergieanlage, mit der somit Systemzustände ausgetauscht werden, zumindest so weit von der betrachteten Windenergieanlage entfernt, dass sie in einen anderen Netzanschlusspunkt als die betrachtete Windenergieanlage einspeist. Damit wird nicht nur, was auch für entspre- chende obige Ausführungsformen gilt, ein örtlicher Mindestabstand vorgeschlagen, der sich durch die unterschiedlichen Netzanschlusspunkte ergibt, sondern dadurch werden auch besonders elektrische Systemzustände des elektrischen Versorgungsnetzes an unterschiedlichen Stellen aufgenommen. Eine solche Windenergieanlage ist insoweit so erweitert, dass sie auch weiter entfernt aufgenommene Systemzustände berücksichtigen kann und sich dadurch auch auf eine Netzsituation insgesamt einstellen kann.
Vorzugsweise ist die Windenergieanlage dazu vorbereitet, in einem Verfahren gemäß einer vorstehend oder nachstehend beschriebenen Ausführungsform verwendet zu werden. Besonders bedeutet das, dass entsprechende Verfahrensschritte oder Verfahrenshandlungen besonders als Software in der Windenergieanlage, insbesondere in ihren Übertragungs- und/oder Steuermitteln implementiert sind.
Außerdem oder alternativ ist sie dazu vorbereitet, in wenigstens einer Einspeiseanordnung gemäß wenigstens einer vorstehend oder nachstehend beschriebenen Ausführungsform verwendet zu werden. Besonders wird vorgeschlagen, dass eine solche Einspeiseanordnung eine vorgeschlagene Windenergieanlage beinhaltet und verwendet. Die Windenergieanlage weist die entsprechenden Schnittstellen auf, um in diese Einspeiseanordnung eingebunden zu werden. Das betrifft besonders das wenigstens eine Übertragungsmittel der Windenergieanlage, das auf die Übertragungsmittel der anderen Windenergieanlagen oder zentralen Auswerte- und/oder Steuereinheit angepasst ist.
Erfindungsgemäß wird auch ein Windpark vorgeschlagen, der zum Erzeugen elektrischer Leistung aus Wind und zum Einspeisen der erzeugten elektrischen Leistung in ein elektrisches Versorgungsnetz vorbereitet ist. Auch für ihn wird vorgeschlagen, an einem ersten Netzanschlusspunkt in das elektrische Versorgungsnetz einzuspeisen. Dieser Windpark umfasst - wenigstens ein Messmittel zum Aufnehmen von Systemzuständen des elektrischen Versorgungsnetzes und/oder von das elektrische Versorgungsnetz beeinflussender Systemzustände,
- wenigstens ein Übertragungsmittel, um die aufgenommenen Systemzustände an weitere Windparks zu übertragen und von den weiteren Windparks aufgenommene
Systemzustände zu empfangen, oder um die aufgenommenen Systemzustände an eine zentrale Auswerte- und/oder Steuereinheit zu übertragen und von der Auswerte- und/oder Steuereinheit von den weiteren Windparks aufgenommene Systemzustände zu empfangen, - wenigstens ein Steuermittel, um abhängig der empfangenen Systemzustände elektrische Leistung in das elektrische Versorgungsnetz einzuspeisen, wobei
- das Übertragungsmittel dazu vorbereitet ist, eine Übertragung bzw. einen Empfang zu einem weiteren Windpark herzustellen, der an einem weiteren, zu dem ersten Netzanschlusspunkt verschiedenen Netzanschlusspunkt in das elektrische Versorgungsnetz einspeist.
Dem Grunde nach arbeitet dieser Windpark so, wie dies vorstehend oder nachstehend auch im Zusammenhang mit einer Windenergieanlage beschrieben wurde. Dieser Windpark ist somit dazu vorbereitet, Systemzustände mit anderen Windparks auszutauschen, wobei diese anderen Windparks nicht in denselben Netzanschlusspunkt einspeisen. Grundsätzlich kommt auch in Betracht, dass eine Mischform zwischen Windenergieanlagen und Windparks auftritt, dass also sowohl Windenergieanlagen einerseits als auch Windparks andererseits Systemzustände aufnehmen und untereinander austauschen, also zwischen Windenergieanlage und Windpark austauschen. Grundsätzlich kommt auch in Betracht, dass eine Windenergieanlage Teil eines Windparks ist. Vorzugsweise ist der Windpark dazu vorbereitet, in einem Verfahren gemäß einer vorstehend oder nachstehend beschriebenen Ausführungsform verwendet zu werden. Außerdem oder alternativ wird vorgeschlagen, dass er dazu vorbereitet ist, in einer Einspeiseanordnung gemäß einer vorstehend oder nachstehend beschriebenen Ausführungsform verwendet zu werden. Nachfolgend wird die Erfindung anhand von Ausführungsformen beispielhaft 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 eine Einspeiseanordnung zusammen mit einem elektrischen Versorgungsnetz schematisch.
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 ver- setzt 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 Darstel- lung eines Windparks 112, die beispielsweise keine Steuerung zeigt, obwohl natürlich eine Steuerung vorhanden ist. Auch kann beispielsweise das Parknetz 1 14 anders gestaltet sein, in dem beispielsweise auch ein Transformator am Ausgang jeder Windenergieanlage 100 vorhanden ist, um nur ein anderes Ausführungsbeispiel zu nennen.
Figur 3 zeigt eine Einspeiseanordnung 300, die hier im Wesentlichen die drei schema- tisch dargestellten Windparks 302 aufweist, wobei diese drei Windparks 302 auch repräsentativ für weitere Windparks und/oder auch repräsentativ für weitere Windenergieanlagen stehen. Windparks und Windenergieanlagen können insoweit auch als Teilnehmer in der Einspeiseanordnung 300 bezeichnet werden. Rein vorsorglich wird darauf hingewiesen, dass Windparks natürlich nicht nur aus drei Windenergieanlagen bestehen müssen und vielmehr meist aus deutlich mehr als drei Windenergieanlagen bestehen. Jedenfalls speist jeder Windpark 302 Leistung P in ein elektrisches Versorgungsnetz 304 ein. Das elektrische Versorgungsnetz 304, das vereinfachend auch einfach nur als Versorgungsnetz oder Netz bezeichnet werden kann, ist hier im Wesentlichen symbolisch durch drei Leitungen dargestellt, die somit ein dreiphasiges System symbolisieren sollen. Insbesondere symbolisiert in der Figur 3 die dreiphasige Darstellung auch, dass Leistung übertragen wird oder zumindest übertragen werden kann, wohingegen in der Figur 3 einfache Linien jeweils als Übertragungswege für Informationen, also für Daten, stehen. Das elektrische Versorgungsnetz 304 ist zudem an einigen Stellen nur gestrichelt dargestellt und das soll symbolisieren, dass dort jeweils große Abstände zu einem nächsten Abschnitt bestehen können bzw. die gestrichelten Linien symbolisieren, dass das elektrische Versorgungsnetz 304 dort noch weiter geht.
Jeder Windpark 302 speist nun Leistung P über einen Transformator 306 in das elektrische Versorgungsnetz 304 ein. Sämtliche Transformatoren der Figur 3 tragen das Bezugszeichen 306, obwohl sie unterschiedliche Ausführungen haben können. Insbesonde- re können sie neben unterschiedlichen Bauvarianten auch unterschiedliche Übersetzungsverhältnisse aufweisen. Dass es hier auf Details des Transformators nicht ankommt, wird der Einfachheit halber immer das Bezugszeichen 306 verwendet. Auch die eingetragene Leistung P, gleiches gilt für weitere in der Figur 3 dargestellte elektrische Größen, kann auch jeweils unterschiedliche Werte annehmen. Jeder Windpark 302 weist auch einen Messaufnehmer 308 auf, mit dem jeweils eine Spannung U und eine Frequenz f aufgenommen werden. Auch hier gilt, dass die Messaufnehmer 308 und auch die durch sie erfassten Werte nicht identisch sein müssen. Auch besonders das Aufnehmen der Spannung U kann das Aufnehmen der Amplitude der Spannung im Sinne eines Effektivwertes bezeichnen, es kann aber auch repräsenta- tiv für das Aufnehmen weiterer Details der Spannung, insbesondere des Spannungsverlaufs sein. Es können auch Augenblickswerte aufgenommen werden. Die so erfassten Werte U und f werden dann an eine Sendeeinheit 310 gegeben, um die aufgenommenen Werte U und f an eine zentrale Auswerteeinheit 312 zu übertragen. Die Sendeeinheit 310 bildet hierbei ein Übertragungsmittel. Zu dem in der Figur 3 in der Mitte dargestellten Windpark 302 ist keine Sendeeinheit 310 vorgesehen und damit soll veranschaulicht werden, dass eine Datenübertragung zur zentralen Auswerteeinheit 312 auch auf unterschiedliche Art und Weise erfolgen kann. Besonders dann, wenn der Windpark nahe der zentralen Auswerteeinheit 312 angeordnet ist, kann ggf. eine Übertragung einfach ausgestaltet sein. Aber auch eine den Windpark 302 und die zentrale Auswerteeinheit 312 verbindende Leitung kann als Übertragungsmittel angesehen werden. Die Sendeeinhei- ten 310 bzw. auch andere Übertragungsmittel können auch als Teil der Einspeiseanordnung 300 angesehen werden. Gleiches gilt für die zentrale Auswerteeinheit 312.
Die zentrale Auswerteeinheit 312 überträgt die so von den Windparks 302 gesammelten Werte für U und f an einen Netzbetreiber, der hier als zentrale Steuereinheit 314 angese- hen werden kann. Die Übertragung der Spannung U und der Frequenz f von der zentralen Auswerteeinheit 312 zur zentralen Steuereinheit 314 kann beispielsweise jeweils einen ausgewerteten Wert für die Spannung U bzw. die Frequenz f bilden, der jeweils aus allen übertragenen Spannungen U und Frequenzen f gebildet wird. Vorzugsweise ist diese Übertragung der Spannung U und der Frequenz f von der zentralen Auswerteein- heit 312 zur zentralen Steuereinheit 314 aber so zu verstehen, dass dort Datensätze übertragen werden, so dass der Netzbetreiber in seiner zentralen Steuereinheit 314 die Spannungs- und Frequenzwerte aller Windparks 302 erhält. Für das veranschaulichende Beispiel der Figur 3 würde das bedeuten, dass der Netzbetreiber in seiner zentralen Steuereinheit 314 jeweils, besonders für jeden Zeitpunkt, drei Spannungswerte U und drei Frequenzwerte f erhält. In diesem Fall hat die zentrale Auswerteeinheit 312 diese Werte im Wesentlichen nur gebündelt und für eine Übertragung zur zentralen Steuereinheit 314 vorbereitet. Durch diese Struktur kann ein vorhandenes Übertragungsnetz für Windenergieanlagen ausgenutzt werden, so dass bspw. ein so genanntes SCADA- System genutzt werden kann, das eine Kommunikation zu vielen Windenergieanlagen und Windparks herstellt. Es braucht dann nur noch eine Kommunikation zur zentralen Steuereinheit 314, also zum Netzbetreiber, hergestellt zu werden. Es ist zu beachten, dass die zentrale Steuereinheit 314 und die zentrale Auswerteeinheit 312 nicht unbedingt örtlich sehr nahe beieinander angeordnet sein müssen. In Figur 3 sind diese beiden Einheiten 312 und 314 nur der Übersichtlichkeit halber benachbart dargestellt. Die drei exemplarisch gezeigten Windparks 302 nehmen somit Systemzustände, hier des elektrischen Versorgungsnetzes, auf und übertragen sie zu der zentralen Auswerteeinheit 312, die sie auch der zentralen Steuereinheit 314 bereitstellt. Dadurch können diese beiden zentralen Einheiten 312 und 314 auf einfache Art und Weise einen Überblick über diese netzrelevanten Parameter erlangen. Darauf aufbauend können Steuerungen des elektrischen Versorgungsnetzes angepasst oder ausgelöst werden.
Solche Steuerungsmöglichkeiten sind in der Figur 3 auch exemplarisch dargestellt, zumindest angedeutet. Eine Variante ist, dass der Netzbetreiber über die zentrale Steuereinheit 314 basierend auf den erhaltenen Systemzuständen, hier die Spannung U und die Frequenz f, einen Leistungssollwert Ps an die zentrale Auswerteeinheit 312 übergibt. Das kann beispielsweise ein Gesamtsollwert für die betroffenen Windparks sein, den diese kumuliert einspeisen sollen. Es kann aber auch ein prozentualer Leistungswert sein, der sich auf die Nennleistung jedes Windparks 302 jeweils beziehen kann, oder der sich auf die aktuell durch den jeweiligen Windpark 302 eingespeiste Leistung beziehen kann. Dazu kann die zentrale Steuereinheit 314 einen solchen Leistungssollwert Ps an die zentrale Auswerteeinheit 312 geben, die diesen Wert wiederum an die einzelnen Windparks 302 verteilten kann. Sofern der vorgegebene Sollleistungswert Ps ein prozentualer Wert ist, kommt in Betracht, dass die zentrale Auswerteeinheit 312 diesen Wert einfach nur an die Windparks 302 übergibt, ggf. wird dabei die Sendeeinheit 310 verwen- det, die in diesem Fall dann auch als Empfangseinheit dient.
Übergibt die zentrale Steuereinheit 314 aber einen absoluten Wert einer Sollleistung Ps, so kann die zentrale Auswerteeinheit 312 diesen Leistungswert angemessen auf die Windparks 302 verteilen. Insoweit gilt auch hier wieder, dass auch der Sollleistungswert Ps zeigen soll, was für eine Größe übermittelt wird, aber nicht, welchen exakten Wert sie hat. Mit anderen Worten können die gezeigten Sollleistungswerte Ps unterschiedliche Werte aufweisen.
Jeder Windpark 302 setzt dann diese Solleistung Ps entsprechend um und speist entsprechend viel Wirkleistung P in das elektrische Versorgungsnetz 304 über den jeweiligen Transformator 306 ein. Außerdem oder alternativ kann der Netzbetreiber auch einen Leistungssollwert Ps an ein symbolisch dargestelltes herkömmliches Kraftwerk 316 übergeben. Auch hier wurde dieselbe Variable für diesen Leistungssollwert verwendet, nämlich Ps, ohne dass dies einen Hinweis auf die tatsächlich übertragene Größe geben soll. Tatsächlich ist auch zu beachten, dass das Übergeben eines Leistungssollwertes Ps an einen Windpark 302 grundsätzlich bedeutet, dass dieser Windpark diese Sollleistung auch umgehend umsetzt, also innerhalb weniger Sekunden. Das Übertragen eines Leistungssollwertes Ps an ein herkömmliches Kraftwerk 316 kann auch eine Zielvorgabe eines Leistungssollwertes für einen deutlich längeren Zeithorizont sein, beispielsweise für einige Stunden.
Die Tatsache, dass herkömmliche Kraftwerke üblicherweise deutlich langsamer regeln, als Windenergieanlagen bzw. Windparks, kann grundsätzlich zu einem Problem werden, wenn ein solches herkömmliches Kraftwerk 316 auf Leistungsänderungen reagieren soll. Klassisch wurde ein solches Problem dadurch gelöst, dass ein elektrisches Versorgungsnetz 304 einige grundsätzlich teure aber vergleichsweise schnell regelnde Erzeuger vorhält, insbesondere Gaskraftwerke. Eine schnelle Regelung ist auch mit Wasserkraftwerken möglich, deren Gesamtkapazität aber häufig auch von der Topologie des Landes abhängt und beispielsweise in Deutschland vergleichsweise gering ist. Durch die vorgeschlagene Lösung wird nun der Netzbetreiber, der hier im Wesentlichen durch die zentra- le Steuereinheit 314 repräsentiert wird, in die Lage versetzt, viel besser vorauszuplanen. Besonders stellen sich alle teilnehmenden Windparks 302 für den Netzbetreiber als eine große Leistungsquelle dar, die im Vergleich zu einzelnen Windenergieanlagen vergleichsweise wenig schwankt bzw. langsam schwankt. Der Netzbetreiber kann es sich dadurch leisten, weniger solche schnellen und teuren Regelkraftwerke Vorhalten zu müssen. Vielmehr kann er auch Windenergieanlagen und Windparks zum Regeln mit einsetzen.
Figur 3 deutet auch noch eine weitere Steuerungsmöglichkeit an, die in vorteilhafter Weise auf die vielen erfassten Systemzustände zurückgreifen kann, die hier die Windparks 302 bereitstellen. Figur 3 deutet nämlich ein erstes Teilnetz 318 und ein zweites Teilnetz 320 an. Das erste Teilnetz 318 ist im Wesentlichen die in der Figur 3 links gezeigte dreiphasige Leitung, wobei auch Verbraucher, wie die symbolisch angedeutete Stadt 322 und die ebenfalls angedeutete Fabrik 324, zu dem jeweiligen Teilnetz gehören können, als auch das repräsentativ dargestellte herkömmliche Kraftwerk 316 und die angeschlossenen Windparks 302. Das zweite Teilnetz 320 ist im Wesentlichen nur das mit dem unteren Windpark 302 verbundene Teilnetz. Dieses zweite Teilnetz 320 ist über eine Schalteinrichtung 326 mit dem ersten Teilnetz 318 gekoppelt. Figur 3 zeigt veranschaulichend die Schalteinrichtung 326 im geöffneten Zustand. In der in Figur 3 gezeigten Situation sind also die beiden Teilnetze 318 und 320 voneinander getrennt. Gleichwohl können alle gezeigten Wind- parks 302 ihre Daten, nämlich die aufgenommenen Systemzustände, an die zentrale Auswerteeinheit 312 übermitteln.
Die Schalteinrichtung 326 kann ebenfalls von dem Netzbetreiber, nämlich der zentralen Steuereinheit 314 angesteuert werden. Der Netzbetreiber kann nun basierend auf den gesammelten Daten, also den aufgenommenen Systemzuständen der Spannung U und der Frequenz f besser beurteilen, wann ein guter Moment ist, die Schalteinrichtung 326 wieder zu schließen, um die beiden Teilnetze 318 und 320 wieder zu verbinden.
Es wird somit vorgeschlagen, Windenergieanlagen und/oder Windparks als Sensoren zur Steuerung und Regelung von Netzen zu verwenden. Ein Netzbetreiber kann hierbei die Daten nutzen. Die Messungen können auch als Service angeboten werden. Auch hochaufgelöste Messwerte können bereitgestellt werden, ggf. auch zur Nachbereitung.
Existierende SCADA-Systeme können genutzt werden. Sie können übergeordnete Informationen der Netze und den Netzen zur Verfügung stellen. Durch eine dadurch erreich- bare genauere Steuerung kann auch erreicht werden, einen Netzausbau zu reduzieren.
Ein Vorschlag ist somit, dass Windenergieanlagen flächendeckend, also beispielsweise für Regionen, ggf. sogar für ein gesamtes elektrisches Versorgungsnetz als Sensoren verwendet werden, die netzrelevante Messwerte zur Verfügung stellen. Dem liegt der Gedanke zugrunde, dass viele Windenergieanlagen mit einer recht guten Abdeckung, zumindest in manchen regionalen Bereichen, vorhanden sind und diese Anlagen sowieso Sensoren haben und relevante Messwerte aufnehmen und diese Anlagen auch sowieso oder zumindest meistens "mit der Außenwelt" kommunizieren. Es kann dann also auf einfache Art und Weise ein flächendeckendes Informationsangebot geschaffen werden.
Solche flächendeckend zur Verfügung gestellten Messwerte können zum einen zum Steuern der Netze verwendet werden und zum anderen bzw. als Konsequenz daraus kann möglicherweise auch erreicht werden, einen Netzausbau auf das Nötigste zu reduzieren. Mit anderen Worten kann ein solches flächendeckendes Sensornetz helfen, einen Überausbau und Überkapazitäten, also eine Überdimensionierung zur Sicherheit zu vermeiden oder zumindest zu reduzieren. Neben unmittelbar netzrelevanten Größen können auch Größen aus einer Windmessung aufgenommen und übertragen werden. Aus Windmessung können auch Prognosen für zu erwartende Leistungen abgeleitet werden. Es kann auch ein Datensammeln aus weiten Gebieten erreicht werden. Ebenfalls können Informationen über einen vorhandenen oder zu erwartenden Sturm berücksichtigt werden, einschließlich einer örtlichen Verteilung des Sturms.
Die Übertragung der Daten kann an eine zentrale Stelle erfolgen, und/oder direkt zwischen Windenergieanlagen oder Windparks erfolgen. Bei einer Übertragung an eine zentrale Stelle kann diese die Koordination übernehmen. Bei einer Übertragung zwischen Windenergieanlagen oder Windparks kommt in Betracht, dass jeder Teilnehmer Daten abonnieren kann und dann nur solche Daten erhält, die er abonniert hat. Dadurch kann eine zentrale Koordinierung entfallen.

Claims

A n s p r ü c h e
1. Verfahren zum Unterstützen eines Steuerns eines elektrischen Versorgungsnetzes
(304) oder eines Teils davon, umfassend die Schritte:
- Aufnehmen von Systemzuständen des elektrischen Versorgungsnetzes (304) und/oder das Versorgungsnetz (304) beeinflussender Systemzustände,
- Übertragen der Systemzustände an eine zentrale Auswerte- und/oder Steuereinheit (312, 314) und/oder Übertragen der Systemzustände zwischen anderen Teilnehmern, insbesondere Erzeugungseinheiten, insbesondere Windenergieanlagen und/oder Windparks, die in das elektrische Versorgungsnetz (304) einspeisen, zur Verwendung durch die Erzeugungseinheiten zum Steuern ihres Einspeisens in das elektrische Versorgungsnetz (304) und
- Steuern des elektrischen Versorgungsnetzes (304) in Abhängigkeit der übertragenen Systemzustände, wobei - zeitgleich jeweils der Art nach gleiche Systemzustände an mehreren, dem Versorgungsnetz (304) zugeordneten Aufnahmeorten aufgenommen werden,
- das Aufnehmen wenigstens eines der Systemzustände an jeweils einem Aufnahmeort durch eine Windenergieanlage und/oder einen Windpark (302) durchgeführt und - die Windenergieanlage bzw. der Windpark, der einen Systemzustand an einem
Aufnahmeort aufnimmt, zu der Windenergieanlage bzw. dem Windpark, der einen Systemzustand an einem anderen Aufnahmeort aufnimmt, zumindest so unabhängig voneinander sind; dass sie an unterschiedlichen Punkten in das elektrische Versorgungsnetz (304) einspeisen.
2. Verfahren nach Anspruch 1 , dadurch gekennzeichnet, dass die der Art nach gleichen Systemzustände ausgewählt sind aus der Liste aufweisend:
- eine elektrische Spannung des elektrischen Versorgungsnetzes (304),
- einen Spannungsgradienten der Spannung (U) des Versorgungsnetzes (304), - eine auf einen Netzanschlusspunkt bezogene Netzsensitivität,
- eine an einem Netzanschlusspunkt des elektrischen Versorgungsnetzes (304) eingespeiste Blindleistung,
- eine an einem Netzanschlusspunkt des elektrischen Versorgungsnetzes (304) eingespeiste Wirkleistung, - eine Frequenz einer elektrischen Spannung des Versorgungsnetzes (304),
- einen Frequenzgradient einer elektrischen Spannung des Versorgungsnetzes (304),
- eine Störung in einem Netzabschnitt des elektrischen Versorgungsnetzes (304), wobei unterschiedliche Aufnahmeorte unterschiedlichen Netzabschnitten zugeordnet sind,
- Oberschwingungen einer elektrischen Spannung des elektrischen Versorgungsnetzes (304),
- Oberschwingungen eines in das elektrische Versorgungsnetz (304) eingespeisten elektrischen Stromes,
- eine Wetterinformation, insbesondere wenigstens eine aus der Liste aufweisend Windrichtung, Windstärke, Niederschlagsinformationen und Umgebungstemperatur, - eine Drehzahl einer Windenergieanlage.
3. Verfahren nach Anspruch 1 oder 2, dadurch gekennzeichnet, dass zum Aufnehmen der Systemzustände wenigstens jeweils ein Messmittel an jedem Aufnahmeort vorgesehen ist und optional zu einem vorbestimmten Zeitpunkt die Messmittel der Aufnahmeorte miteinander abgeglichen werden, insbesondere miteinander synchronisiert werden.
4. Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass für die übertragenen Systemzustände eine Messdynamik bei ihrer Aufnahme verwendeter Messmittel berücksichtigt wird, insbesondere, dass jeweils die Messdynamik der verwendeten Messmittel herausgerechnet oder auf eine vorgegebene Messdynamik umgerechnet oder transformiert wird, so dass der Art nach gleiche Systemzustände, die mit Messmitteln mit unterschiedlicher Messdynamik aufgenommen wurden, nach dem Herausrechnen bzw. Umrechnen, sich so verhalten als seien sie mit Messmitteln gleicher Messdynamik aufgenommen worden, insbesondere wird für der Art nach gleiche Systemzustände als Messmittel gleicher Messdynamik ein virtuelles Messmittel mit vorgeb- barer Messdynamik zu Grunde gelegt.
5. Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass für das Übertragen der Systemzustände eine verschlüsselte Übertragung und/oder jeweils eine Übertragung über mehrere, insbesondere unterschiedliche Übertragungsmedien und/oder unterschiedliche Übertragungsprotokolle und /oder zu unterschiedlichen Empfangseinheiten zur getrennten Auswertung erfolgt.
6. Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass die Übertragung der Systemzustände verschlüsselt erfolgt und zur Übertragung ein regelmäßig wechselnder Schlüssel verwendet wird und insbesondere der Schlüssel, oder ein Teil davon, einerseits per Fern Übertragung und andererseits oder für einen verblei- benden Teil des Schlüssels, durch einen Datenträger an die beteiligten Windenergieanlagen bzw. Windparks und/oder die zentrale Auswerte- und/oder Steuereinheit (312, 314) übertragen werden.
7. Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass aufgenommene Systemzustände vor der Übertragung vorausgewertet werden.
8. Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass als Systemzustand jeweils eine dreiphasige Spannung erfasst wird und die Erfassung so erfolgt, dass
- zunächst zu einem ersten Messzeitpunkt zu jeder Phase ein Spannungswert, insbe- sondere eine Strangspannung, gemessen wird und
- die so erfassten drei Spannungswerte zusammen in Polarkoordinaten mit einem Betrag und einer Phase transformiert werden, so dass dieser eine Betrag mit dieser einen Phase alle drei Spannungswerte repräsentiert, und
- eine solche Messung und Transformation für mehrere Aufnahmeorte vorgenommen wird und
- diese Werte in Polarkoordinaten als gemeinsamer Wert an die zentrale Auswerte- und/oder Steuereinheit (312, 314) bzw. zwischen anderen Teilnehmern übertragen werden und
- das Messen, Transformieren, und Übertragen sukzessive wiederholt wird oder - an jedem Aufnahmeort eine weitere Auswertung der in Polarkoordinaten transformierten Messwerte erfolgt und ein Ergebnis der Auswertung an die zentrale Auswerte- und/oder Steuereinheit (312, 314) bzw. zwischen anderen Teilnehmern übertragen wird.
9. Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass die Übertragung der Systemzustände synchronisiert erfolgt.
10. Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass die zentrale Auswerte- und/oder Steuereinheit (312, 314) Daten in Abhängigkeit der an sie übertragenen Systemzustände an die Windenergieanlagen und/oder Windparks zurücküberträgt.
11. Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass Systemzustände von Aufnahmeorten getrennter und zur Wiederverbindung zu resynchronisierender Teilnetze aufgenommen und an die zentrale Auswerte- und/oder Steuereinheit (312, 314) übertragen werden, um die Resynchronisation und das Wieder- verbinden vorzubereiten.
12. Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass das Steuern des elektrischen Versorgungsnetzes (304) in Abhängigkeit der übertragenen Systemzustände wenigstens eine Steuerungsmaßnahme umfasst, aus der Liste, bestehend aus den Steuerungsmaßnahmen: - Steuern einer Resynchronisation zweier Netzabschnitte des elektrischen Versorgungsnetzes (304),
- Vorgeben von Sollwerten für einzuspeisende Wirk- und/oder Blindleistung, und
- Vorgeben einzuhaltender Steuerkennlinien.
13. Einspeiseanordnung (300) umfassend mehrere Windenergieanlagen und/oder Windparks, wobei
- die Windenergieanlagen bzw. Windparks Messmittel aufweisen zum Aufnehmen von Systemzuständen des elektrischen Versorgungsnetzes (304) und/oder von das elektrische Versorgungsnetz (304) beeinflussender Systemzustände, wobei - zeitgleich jeweils der Art nach gleiche Systemzustände an mehreren, dem Versorgungsnetz (304) zugeordneten Aufnahmeorten aufgenommen werden,
- das Aufnehmen wenigstens eines der Systemzustände an jeweils einem Aufnahmeort durch eine der Windenergieanlage bzw. einen der Windparks durchgeführt und - die Windenergieanlage bzw. der Windpark, der einen Systemzustand an einem
Aufnahmeort aufnimmt, zu der Windenergieanlage bzw. dem Windpark, die einen Systemzustand an einem anderen Aufnahmeort aufnimmt, zumindest so unabhän- gig ist; dass sie an unterschiedlichen Punkten in das elektrische Versorgungsnetz (304) einspeisen, und
- Übertragungsmittel vorgesehen sind, um die aufgenommenen Systemzustände zwischen den Windenergieanlagen und/oder Windparks zu übertragen oder von den Windenergieanlagen bzw. Windparks an eine zentrale Auswerte- und/oder Steuereinheit (312, 314) zu übertragen und
- die Windenergieanlagen bzw. Windparks jeweils Steuermittel aufweisen, um abhängig der zwischen den Windenergieanlagen übertragenen Systemzuständen, oder abhängig der an die zentrale Auswerte- und/oder Steuereinheit (312, 314) übertragenen Systemzustände elektrische Leistung in das elektrische Versorgungsnetz (304) einzuspeisen.
14. Einspeiseanordnung (300) nach Anspruch 13, dadurch gekennzeichnet, dass sie dazu vorbereitet ist, ein Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 12 auszuführen.
15. Windenergieanlage zum Erzeugen elektrischer Leistung aus Wind und zum Ein- speisen der erzeugten elektrischen Leistung an einem ersten Netzanschlusspunkt in ein elektrisches Versorgungsnetz (304), umfassend
- wenigstens ein Messmittel zum Aufnehmen von Systemzuständen des elektrischen Versorgungsnetzes (304) und/oder von das elektrische Versorgungsnetz (304) beeinflussender Systemzustände, - wenigstens ein Übertragungsmittel, um die aufgenommenen Systemzustände an weitere Windenergieanlagen zu übertragen und von den weiteren Windenergieanlagen aufgenommene Systemzustände zu empfangen, oder um die aufgenommenen Systemzustände an eine zentrale Auswerte- und/oder Steuereinheit (312, 314) zu übertragen und von der Auswerte- und/oder Steuereinheit (312, 314) von den weite- ren Windenergieanlagen aufgenommene Systemzustände zu empfangen,
- wenigstens ein Steuermittel, um abhängig der empfangenen Systemzustände elektrische Leistung in das elektrische Versorgungsnetz (304) einzuspeisen, wobei
- das Übertragungsmittel dazu vorbereitet ist, eine Übertragung bzw. einen Empfang zu einer weiteren Windenergieanlage herzustellen, die an einem weiteren, zu dem ersten Netzanschlusspunkt verschiedenen Netzanschlusspunkt in das elektrische Versorgungsnetz (304) einspeist.
16. Windenergieanlage insbesondere nach Anspruch 15, dadurch gekennzeichnet, dass sie vorbereitet ist zur Verwendung in einem Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 12, und/oder dass sie vorbereitet ist zur Verwendung in einer Einspeiseanordnung (300) nach Anspruch 13 oder 14.
17. Windpark (302) zum Erzeugen elektrischer Leistung aus Wind und zum Einspeisen der erzeugten elektrischen Leistung an einem ersten Netzanschlusspunkt in ein elektrisches Versorgungsnetz (304), umfassend - wenigstens ein Messmittel zum Aufnehmen von Systemzuständen des elektrischen
Versorgungsnetzes (304) und/oder von das elektrische Versorgungsnetz (304) beeinflussender Systemzustände,
- wenigstens ein Übertragungsmittel, um die aufgenommenen Systemzustände an weitere Windparks zu übertragen und von den weiteren Windparks aufgenommene Systemzustände zu empfangen, oder um die aufgenommenen Systemzustände an eine zentrale Auswerte- und/oder Steuereinheit (312, 314) zu übertragen und von der Auswerte- und/oder Steuereinheit (312, 314) von den weiteren Windparks aufgenommene Systemzustände zu empfangen,
- wenigstens ein Steuermittel, um abhängig der empfangenen Systemzustände elektri- sehe Leistung in das elektrische Versorgungsnetz (304) einzuspeisen, wobei
- das Übertragungsmittel dazu vorbereitet ist, eine Übertragung bzw. einen Empfang zu einem weiteren Windpark (302) herzustellen, der an einem weiteren, zu dem ersten Netzanschlusspunkt verschiedenen Netzanschlusspunkt in das elektrische Versorgungsnetz (304) einspeist. 18. Windpark (302) insbesondere nach Anspruch 17, vorbereitet zur Verwendung in einem Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 12, und/oder vorbereitet zur Verwendung in einer Einspeiseanordnung (300) nach Anspruch 13 oder 14.
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