EP3592972A1 - Verfahren zum bestimmen einer verfügbaren leistung eines windparks und zugehöriger windpark - Google Patents

Verfahren zum bestimmen einer verfügbaren leistung eines windparks und zugehöriger windpark

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EP3592972A1
EP3592972A1 EP18710835.2A EP18710835A EP3592972A1 EP 3592972 A1 EP3592972 A1 EP 3592972A1 EP 18710835 A EP18710835 A EP 18710835A EP 3592972 A1 EP3592972 A1 EP 3592972A1
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EP
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wind
determining
speed
power
available power
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Application number
EP18710835.2A
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English (en)
French (fr)
Inventor
Jörn Jacobsen
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Wobben Properties GmbH
Original Assignee
Wobben Properties GmbH
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Filing date
Publication date
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Pending legal-status Critical Current

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Definitions

  • the present invention relates to a method for determining an available power of a wind farm.
  • the present invention relates to a wind farm adapted to carry out the method of determining an available power.
  • Wind turbines are known and with them electric power is generated from wind and fed into an electrical supply network.
  • the electrical power to be fed in can fluctuate for various reasons, for example, throttling may be required due to the network.
  • the present invention was therefore based on the task of accurately determining an available power of a wind farm even when the wind farm is operated with throttled power.
  • the object is achieved by a method according to claim 1.
  • Preferred embodiments are specified in the subclaims.
  • a method for determining an available power of a wind farm, wherein the wind farm comprises a plurality of wind turbines with a rotor with rotor blades adjustable in its blade angle.
  • the method includes providing or using a shading matrix that determines at least one effective wind speed of each of the wind turbine wind turbines as a function of at least one wind speed and wind direction and one wind park throttling using a park lag model.
  • the method determines the available power of the wind farm based on the effective wind speed.
  • the shading matrix defined in this form, advantageously allows for the park effects that previously led to an overestimation of available parking power to be taken into account.
  • an effective wind speed of the respective wind energy plant in the park can be determined, which indicates which wind speed would be available for this plant in the event that the park is not operated throttled. Based on the shading matrix, the wind speeds reduced at unthrottled park, which are called effective wind speeds, can thus be advantageously reduced. speeds, determine.
  • the available power can then be determined by alternative methods based on the effective wind speeds of the individual wind turbine installations.
  • shading matrix which may be stored, for example, as a table or matrix in the individual wind turbine or in a park control, are pre-calculated for various wind speeds and directions taking into account the park lag model. Since only the precalculated value can then be looked up using the shading matrix to determine the effective wind speeds, a time-consuming simulation of the lag effects at the time at which the available power of the wind farm is to be provided is eliminated. The available power of the wind farm can therefore be provided substantially without delay.
  • the shading matrix is provided for the method either on a parking control or a control of an individual wind turbine and used directly for calculations. Alternatively or additionally, the shading matrix is used to calculate further relevant quantities, as described with reference to further embodiments, without the shadowing matrix then having to be provided directly for determining the available power.
  • the method for determining the available power comprises the following steps:
  • each wind turbine, the effective wind speed is determined taking into account the shading matrix for the averaged value of wind speed and direction enables a particularly simple and appropriate estimation of the available power, since the shading matrix is examined for only one value of wind speed and wind direction, which is the same for all of the wind turbines, but the method uses this Presence of freely flowing systems ahead, which is not always the case, for example, depending on the wind direction.
  • neighboring wind farms or geographical conditions can ensure that there are no free-flowing wind turbines.
  • the effective wind speed of the free-flowing wind turbines can also be determined taking into account the shading matrix. This procedure is particularly suitable if there is a fixed, known shadowing, for example due to terrain influences or buildings. Alternatively, the determined wind speed of the associated freely impinged wind turbine can also be set as effective wind speed directly.
  • the method for determining the available power comprises the following steps: determining free-flowing wind turbines for a specific wind direction, Determining a wind speed and wind direction of all of the free-flowing wind turbines,
  • the averaging is carried out before the shading effects are taken into account, namely the shading effects per wind energy plant are taken into account for an already averaged wind speed of the wind turbines flowing freely.
  • the second method requires the presence of free-flow systems.
  • the determined wind speeds can be set directly as an effective wind speed.
  • the shading matrix can also be advantageous for the free-flowing wind energy plants, for example if a known shadowing is present.
  • the method for determining the available power comprises the following steps:
  • the third method can be summarized under the term optimal correlation of wind speed and direction for all systems. Compared to the first and second method, the third method does not require free-flowing wind turbines, but wind speeds and wind directions of all the wind turbines are determined. An estimated parking-effective wind speed and wind direction is optimized so that the effective wind speeds of each wind turbine, which can be determined via the shading matrix, are as close as possible to the wind speed individual wind speeds and wind directions approach. In this case, the estimated park-effective wind speed is the assumed optimum value, on the basis of which the available power in the unthrottled case can be determined. The third method is particularly suitable if there are no free-flowing systems in the wind farm.
  • the method for determining the available power comprises the following steps:
  • the fourth method is based on inverting the shadowing matrix of wind turbines to obtain an estimated park-effective wind for an individual wind associated with each of the wind turbines. These park effective winds obtained from each plant are averaged and used to estimate the effective wind speed of each wind turbine from the shading matrix, taking into account the unthrottled power.
  • the fourth method does not require free-flowing wind turbines and can be used, for example, as an aging native to the third method or to one of the other methods.
  • the determination according to the fourth method is based on an inversion of the shading matrix instead of an optimization of an applied parking-effective wind speed.
  • the method for determining the available power comprises the following steps:
  • each installation determines its contribution to the park performance on the basis of its current and available power and the wind direction-dependent aerodynamic parking efficiency.
  • the shading matrix is individually inverted for each of the wind turbines depending on the throttling and a stationary, parking-effective wind speed and wind direction are estimated.
  • This estimated park effective wind speed is determined for each installation independently and again calculated back to the fictitious unthrottled effective wind speed of the respective system using the non-inverted unthrottled shading matrix and subsequently closed on the power available on the power curve.
  • these steps according to the fifth method e) can also be implemented on the wind turbine itself.
  • a parking computer only needs to sum up the performance reports of the individual wind turbines.
  • the method according to the fifth method e) may also be implemented in part or in total on a parking computer.
  • a possible variant consists in combining the inverse matrix, which is interpolated on the basis of the throttled power, and the shading matrix of the unthrottled, maximum technically possible feed, in such an aerodynamic efficiency that the intermediate step uses the park-wide valid wind speed and direction on the system or the parking calculator can be omitted and only in advance for the calculation of the matrices is required.
  • the shading matrix and / or the inverse shading matrix need not be explicitly expressed and stored as a function of the wind speed, but instead implicitly according to the generalization about the aerodynamic efficiency. This can arithmetically simplify the determination of the available power of the wind farm in situations in which the park-wide wind speed is not required.
  • a second possible variant is to integrate the determination of the available power of the individual wind turbines on the basis of the power curve in the matrix system and / or the determination of the available power of the individual plant in the calculation step.
  • a subsystem is formed, which includes the current operating point (preferably comprising rotational speed, pitch angle, aerodynamic torque and / or power production and the power limit Pgedr) or the estimated wind speed from these variables as input and the reduced by shading effects effective wind speed or calculated the corresponding available power.
  • One way of determining wind speed and wind direction is by measuring the wind speed with an anemometer typically installed on the nacelle of a wind turbine.
  • the anemometer measures the wind speed only in the middle of the plane defined by the rotor blades.
  • the wind speeds at the blade tips which are 50 and more meters away from the nacelle in current wind turbines, can not be measured directly.
  • the position of the anemometer behind the rotor blades can influence the measurement by turbulence and shading.
  • the measured wind speed is influenced by the energy extraction from the wind field, also as a function of the power throttling.
  • the method according to the invention further comprises:
  • a preferred way of determining the wind speed and wind direction of an undisturbed wind speed prevailing at a wind energy plant is based on a wind estimator on which the plant operating point is based.
  • the estimate is therefore considered undisturbed because no disturbance due to the removal of energy by the rotor or effects of a measuring arrangement behind the rotor, as for example in the case of the nacelle anemometer, falsify the wind speed.
  • the plant operating point preferably comprises a torque, a rotational speed and a collective pitch angle of the wind turbine. Based on this operating point, the undisturbed wind speed is determined, which acts on average on the entire rotor.
  • a power coefficient called the Cp coefficient
  • the Cp coefficient preferably depends on the pitch angle and a speed coefficient ⁇ .
  • the relationship depends on the area of the rotor, the rotor and the wind speed, and can be given for example by the following formula:
  • the high-speed number is calculated from the ratio of the speed of the rotor blade tip to the prevailing wind speed.
  • the speed of the rotor blade tip can be calculated from the radius of the rotor (r rotor ) and a rotational speed of the rotor ⁇ n rotor ), ⁇ denotes a collective pitch angle of the rotor blades.
  • the wind speed acting on average on the rotor of the wind turbine is determined by at least one of the following methods: interpolation from at least three-dimensional tables of the wind speed as a function of a speed, an aerodynamic power and a pitch angle,
  • a direct resolution of the power balance, for example according to the above formula according to the wind speed is not possible, since both the high-speed number and the aerodynamic power itself each depend on the wind speed.
  • methods are thus proposed by means of which the wind speed acting on the rotor can be determined.
  • At least three-dimensional tables of the wind speed as a function of a rotational speed (n rotor ), the aerodynamic power (P Aer ) and the pitch angle (a) can be represented by the following equation, for example:
  • V wind fä n rotor ' ⁇ Aero' a )
  • the wind speed may be determined iteratively, for example according to Newton or another iteration method, from the Cp map.
  • the method further comprises correcting the wind speed and wind direction, in particular an average wind speed and wind direction, and / or the available power for at least one of the wind turbines due to propagation of the wind field through the park.
  • first method a) and second method b) in which only the prevailing wind is taken into account in the freely flowed systems, it should be noted that the wind, which is detected by the free flowed systems, even without consideration of After-run effects do not regularly correspond to the wind, which is detected by turbines further back in the direction of flow. Changes in the wind continue with a time delay through the entire park, starting with the free-flow systems. In other words, the plants in the wake of the free-flow systems "feel" the wind of the free-flow systems with a time delay, preferably taking into account propagation of the available power, the effective wind speed and / or the wind direction.
  • the correction is in the form of a weighted moving average.
  • the influence of older wind values thus preferably fades over time, which takes into account the finite extent of the wind farm and thus the situation that the change in the wind has continued over the entire park.
  • the moving average is adjusted depending on a cycle time, in particular a mean of the wind speed.
  • a cycle time in particular a mean of the wind speed.
  • the moving average value can be adjusted as a function of the absolute wind direction, for example if the path up to the complete propagation of a change is not the same across all wind directions, as is generally the case.
  • the method implements at least two of the methods a) to e), and a comparison test between the at least two methods is enabled and / or one of the implemented methods is selected depending on a parameter. For example, one of the first method a) and the second method b) can always be used if a sufficient number of free-flow systems for a particular wind can be found. If, on the other hand, it is not possible to find a free-flowing system, for example because of a terrain structure or an adjacent wind farm, then the method can change to one of the third method c) to the fifth method e).
  • the shading matrix per wind energy plant is stored as a table as a function of the park-effective wind speed and direction and a maximum parking power.
  • the shading matrix provides the effective wind speed of each of the wind turbines using a park-lag model.
  • the wake effects must take into account throttled wind farms, which is why the shading matrix is preferably stored as a function of the maximum parking power or the maximum system power.
  • the maximum parking power is to be understood here as the power value which may not be exceeded by, for example, technical limitations such as noise protection reasons.
  • the maximum parking power is thus a value that is possibly reduced compared to the value of a rated power.
  • the number of supporting points of the calculation is adapted to circumstances, for example, in the case of a strict matrix arrangement, a high resolution of the wind direction is decisive. According to a sensitivity of the calculation, for example, the number of nodes of the maximum parking performance or the wind farm throttling can be selected.
  • the shading matrix thus preferably makes it possible to obtain at least one effective wind speed of each wind energy plant based on a wind speed, a wind direction and a wind park throttling as the input parameter.
  • the Shading matrix is not limited to these input and output parameters, alternatively or additionally other variables, preferably measured variables, can be used as input and output parameters. For example, an operating point and / or a system power can take the place of the wind speeds, in particular as an input variable.
  • the shading matrix is determined as an alternative or in addition to the maximum parking power depending on a maximum system power of each wind turbine.
  • the individualization of the wind farm throttling on the individual plants allows more precise mapping of the wind farm throttling.
  • the park lag model is adaptive, in particular, a self-learning method for adapting to changes in the environment and / or correcting errors of the park lag model is implemented.
  • Stationary tracking models include, for example, the Ainslie, Jensen or Frandsen trailing model, and for complex terrain, CFD simulations are also used.
  • the calculation of the parking tracking model depends on the arrangement of the wind turbines in the park as well as on geographical conditions.
  • the caster effects are specified in particular as a function of the wind speed and the wind direction.
  • any existing errors and inaccuracies of the model used can be advantageously corrected by fitting the model. For example, this can adequately respond to newly erected wind turbines in the vicinity of the wind farm or change the geografi- see structure, building construction and / or deforestation.
  • the adaptation can be implemented advantageously with all known self-learning methods.
  • different shading matrices are provided based on different park lag models, wherein one of the shading matrices is selected based on a parameter, in particular a parameter indicative of atmospheric stability, or interpolated between the tables.
  • the parameter indicative of atmospheric stability may, for example, be extracted from a weather forecast or otherwise determined by means of suitable measuring instruments in the vicinity of the wind farm.
  • the parameter comprises a temperature gradient over the height, which differs markedly from the case of unstable air stratification with stable air stratification, or a measured or predicted turbulence intensity or the turbulent kinetic energy.
  • a day and night distinction can be made, since it is known that air stratification is more stable at night than during the day.
  • two different shading matrices may be provided, in other examples, three or more different shading matrices may also be provided based on different parameters indicative of atmospheric stability.
  • the various park lag models are based on different wake decay constants, respectively.
  • the wake-decay constant indicates how much the wind speed decreases in the wake of the wind turbine or how quickly the turbulences or turbulences generated by a wind turbine dissolve after the wind turbine. For example, this resolution depends on meteorological parameters such as atmospheric stability.
  • the method comprises low-pass filtering for error correction, in particular in the estimated available power.
  • low-pass filtering high-frequency short-term changes, which are based, for example, on errors or transients, are ignored and do not lead to a deterioration of the estimate.
  • the available power of the wind farm is provided substantially in real time.
  • the requirements can be met, for example, by network operators, in particular for compensation payments in the event of network overload, as well as on the part of the system control, in particular for positive control power provision or for negative control power provision.
  • the requirements for "substantially" in real time are set by the application case, the solution according to the invention makes it possible that no time-consuming simulations and complicated calculations at runtime are required for the provision of the available power of the wind farm or parameters which are only retroactive ones Allow calculations
  • the air density for example determined by the air pressure and / or the temperature, is taken into account.
  • an effective wind direction of each wind turbine is determined taking into account an extended shading matrix.
  • the effective wind direction is thus also obtained on the basis of the shading matrix, which can be advantageously used for further evaluations, since, especially in complex terrain, the wind direction of the individual installations can deviate significantly from one another.
  • a power and / or an undisturbed wind speed which is particularly important when the maximum power is reached, can be closed to each wind turbine.
  • the losses of a network of the wind farm are taken into account. This leads to a more accurate determination of the parking available power.
  • the object is further achieved by a wind energy plant of a wind farm according to the invention, wherein the wind energy plant has a control, wherein the control is designed to determine an available power according to method e) of the method according to the invention.
  • 1 shows schematically a wind energy plant
  • 2 schematically shows a wind farm
  • FIG. 3 schematically shows a first method for determining an available power of a wind farm
  • FIG. 5 schematically shows a third method for determining an available power of a wind farm
  • FIG. 6 schematically shows a fourth method for determining an available power of a wind farm
  • Fig. 8 schematically shows a sixth method for determining an available power of a wind farm
  • Fig. 9 is a block diagram for explaining the algorithm underlying the determination of the equivalent wind speed.
  • FIG. 1 shows a schematic illustration of a wind energy plant 100.
  • the wind energy plant 100 has a tower 102 and a nacelle 104 on the tower 102.
  • an aerodynamic rotor 106 with three rotor blades 108 and a spinner 1 10 is provided at the nacelle 104.
  • the aerodynamic rotor 106 is set into rotary motion by the wind during operation of the wind turbine and thus also rotates an electrodynamic rotor or rotor of a generator, which is coupled directly to the aerodynamic rotor 106.
  • the electric generator is disposed in the nacelle 104 and generates electrical energy.
  • FIG. 2 shows a wind farm 1 12 with, for 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 1 12.
  • the wind turbines 100 provide their power, namely in particular the electricity generated via an electric parking network 1 14 ready.
  • a transformer 1 16 is provided, which transforms the voltage in the park, to then feed at the feed point 1 18, which is also commonly referred to as PCC, in the supply network 120.
  • Fig. 2 is only a simplified representation of a wind farm 1 12, for example, shows no control, although of course there is a controller.
  • the parking network 1 14 be designed differently, for example, by a transformer at the output of each wind turbine 100 is present, to name just another embodiment.
  • the wind farm 1 12 can be operated with reduced power when the power is reduced due to the grid.
  • one or more or all of the wind turbines 100 operates at a power that is below the power available for the wind situation.
  • wind turbines must be able to determine their available power even in such reduced power operation.
  • lagging wind turbines 100 see a higher wind speed than in the non-reduced case, which leads to an overestimation of the available parking power.
  • the aim of the method for determining an available power of a wind farm 1 12 is thus based on, for example, a thrust, a terrain model and a parking plan for given throttled parking power, wind speed and wind direction, the available power of a wind farm as the sum of the benefits of wind turbines taking into account Get park effect.
  • a shading matrix 200 the at least one effective wind speed of each of the wind turbines 100 of the wind farm 1 12 as a function of at least one wind speed and wind direction and a wind park throttling using a park Trailing model determined.
  • Various methods for implementing shadowing matrix 200 are described in detail below with reference to FIGS. 3 to 8.
  • FIG. 3 schematically shows a first method a) for determining the available power of the wind farm 1 12 using the shading matrix 200.
  • the frames of the figures executed with rounded corners schematically embody a hierarchical or structural responsibility of wind farm, individual plant control and parking control. Parking calculator regarding individual process steps or calculations together.
  • the wind farm 1 12 shown in FIG. 3 and also in the following FIGS. 4 to 8 comprises nine wind turbines 100, which are arranged in a strict matrix arrangement. This is of course only a very simple example of an actual wind farm 1 12, the teaching of the invention is also applicable to any wind farm.
  • the wind farm 1 12 is symbolically flowed through by wind 130 from the left, so that three wind turbines 132 are freely flowing.
  • the further wind turbines 134 are located in the wake of the free-flowing wind turbines 132 and experience a reduced wind speed.
  • a first step 310 the free-flowing plants 132 are selected or determined from the wind energy plants 100.
  • the determination in step 310 takes place depending on the wind direction.
  • an undisturbed wind speed and wind direction of the free-flowing wind turbines 132 is determined in step 320.
  • the undisturbed wind speed and wind direction corresponds to the wind speed, which is not influenced by the rotor. It is preferably determined using the wind estimator, which will be described in detail with reference to FIG. 9. Alternatively, the undisturbed wind speed can also be determined by mounted on the wind turbine anemometer and the like with appropriate corrections.
  • the determined undisturbed wind speeds and wind directions v estimation ln ⁇ are averaged in step 330 to release to obtain a mean wind speed and wind direction v agent.
  • the wind speed and wind direction is shown as a wind vector.
  • the mean value is represented as the sum of the wind vectors, which is divided by the number n free of the free-flowing wind turbines 132. It should be noted that this formation of an average is only an example and other functions for averaging can be applied analogously.
  • the free-flow wind turbines 132 can be completely or partially excluded from the steps 340 and the available power of the free-flowing wind turbines 132 can be determined directly from the power curve for the wind speed determined in step 320, ie the wind speed determined in step 320 in this embodiment, the effective wind speed for the free-flowing wind turbines.
  • the effective wind speed is v In each wind energy system due to propagation of the wind field corrected by the park.
  • a transit time through the park for example, as a quotient of expansion of the wind farm 1 12 in the direction of flow to the wind speed, for example, the estimated wind speed determined.
  • Other possibilities for correction in step 350 are also possible.
  • the correction in step 350 corresponds to a parking layout-dependent transit delay through the wind farm.
  • Fig. 4 shows schematically a second method b) for determining an available power of a wind farm 1 12.
  • the free-flowing wind turbines 132 determined and their wind speed and wind direction in Step 320 determined.
  • an effective wind speed v lnl Hf is determined per wind turbine 100 using a shading matrix 200 for an unthrottled wind farm in step 430.
  • step 430 for each of the n wind turbines 100 of the wind farm 1 12 of the number of free-flowing wind turbines n free correspondingly effective wind speeds v nn determined.
  • an average value of the effective wind speeds for this wind turbine is then determined in step 440 and the available power of each of the wind turbines is determined based on their power curve for the plant individually determined average effective wind speed.
  • the free-flowing wind turbines 132 may be wholly or partially excluded from steps 430 and 440 and the available power of the free-flowing wind turbines 132 may be determined directly from the power curve for the wind speed determined in step 320.
  • the determined available powers P ln are corrected in a step 450, which corresponds to a parking layout-dependent transit delay through the wind farm, as in step 350.
  • the only difference is that in the second method b) the available powers P ln are corrected instead of the determined effective wind speeds v ln .
  • step 460 the available powers are summed to obtain the available power of the wind farm 1 12.
  • Fig. 5 shows schematically a third method c) for determining an available power of the wind farm 1 12.
  • all wind turbines 100 of the wind farm 1 12 selected and their wind speed and wind direction determined in step 520.
  • Wind directions v estim ln and step 520 may correspond to the method in step 320, that is, for example, be performed using the wind estimator described with reference to FIG.
  • the third method c) is an iterative process that aims to achieve optimal correlation of wind speed and direction for all wind turbines.
  • an effective parking wind speed v Park is set and, in step 530 for a throttled power P geJr, based on the shading matrix 200, model speeds of each wind turbine v Model ln are determined.
  • the optimized park effective wind speed v Park is then the effective wind speed v in step 550 considering the shading matrix 200 and for an unthrottled wind farm with power P nom . every wind turbine determines.
  • the parking available power P defg park may then be determined and summed up in step 560 based on the power curves and the determined effective wind speeds of each of the wind turbines.
  • FIG. 6 schematically shows a fourth method d) for determining the available powers P park of the wind farm 1 12. The steps 510 and 520 correspond to the steps shown in FIG.
  • the individual wind velocities and wind directions v estim ln are fed in step 630 to an inverted shading matrix 200 'in order to estimate, together with the restricted power P geJr, a steady state park-effective wind speed and wind direction v Park ln .
  • the shading matrix 200 is individually inverted to arrive at the shading matrix 200 '.
  • the stationary park effective wind speed W ' rc ''' n estimated per wind turbine is averaged 640, and the averaged park effective wind speed v Park is determined in step 650 using the shading matrix 200 for an uncontrolled wind speed. curtailed wind farm with maximum power P nom for determining effective wind speeds v ln used each wind turbine. In step 660, the effective wind speeds v ln are then utilized using the respective power curves and then totaled to determine the available power of the wind farm P park .
  • Fig. 7 shows schematically a fifth method e) for determining the available power
  • a large part of the method e) can be implemented on a control of the wind turbine 100, since no operating information of the other wind turbines are necessary. More specifically, all steps summarized under 710 can be implemented on the individual wind turbine. Each wind turbine determines based on determined individual wind speeds and wind directions v estimation j an available power P verfg i taking into account the effect on the individual investment
  • step 730 using the shading matrix 200 and the technically possible power or rated power P nom , the turbine effective wind speed v. closed. With the effective wind speed v. is then estimated using the power curve then in step 740, the available power P verfg i .
  • the parking control 760 then has only the transmitted by the individual wind turbines 100 signals of the power P i in Constitutional Court available
  • Shading matrix 200 and inverted shading matrix 200 ' can be provided individually for each plant in this method e) and implemented on controllers of the respective wind energy installations 100.
  • FIG. 8 shows a further method f), which represents a variation of the method e) and takes into account the shadowing based on the power values instead of the system-specific velocities v estimate j .
  • the wind farm control In step 770, the individual power P available from the equipment has been provided 760 . add up. The remaining steps can be implemented analogously to the method e) on the individual wind turbine.
  • an available power is calculated based on the operating point and optionally based on sensor signals of the wind turbine. The available power
  • Wind direction and pitch angle in step 820 to account for shading effects and to provide available shading effects
  • the method f) summarizes individual steps of the method e) in a step 820, in particular the inverse shading matrix 200 ', which is interpolated on the basis of the throttled power, and the shading matrix 200 of the unthrottled, maximally technically possible infeed are combined so that the in method e) existing intermediate step on the park-wide valid wind speed and direction on the plant or the parking calculator can be omitted and only for the (one-time) calculation of the matrices 200, 200 'is required.
  • step 820 there is thus a summary of an aerodynamic efficiency which only implicitly depends on the wind speed.
  • the minimum pitch angle is provided for which the wind energy plant in the non-reduced power case, i. would operate at maximum technically possible feed.
  • a wind speed determined by a gondola anemometer is regularly disturbed by rotor effects. Furthermore, the measurements of a nacelle anemometer only when averaging over long periods of 10 minutes and more, have a good correlation with the actual power values of a WEC and are therefore not particularly well suited for the determination of the currently available power, as well as the reference [1] can be found. In addition, the anemometer measurement depends strongly on a power reduction and other influences that can not or only with difficulty be used for a signal correction.
  • a second possibility therefore is the calculation of the available power or the individual undisturbed wind speed from the current wind turbine power (eg, the fed into the DC intermediate circuit power of a wind turbine with full converter) and the blade angle of the wind turbine, which will be described below with reference to FIG. 9.
  • the power observer 2 illustrated in FIG. 9 determines the available internal power as a power P ava DC available at the DC link from the measured power P DC and the rotor speed co fed into the DC link .
  • the quantities speed ⁇ co) and power in DC intermediate circuit (i ⁇ , c ) are thus detected.
  • the speed ⁇ co) of the generator corresponds, if there is no transmission, the speed of the rotor.
  • the available internal power P ava DC is determined or calculated with the aid of the state observer 2, which can also be referred to as available aerodynamic power relative to the intermediate circuit (P ava DC ), ie it corresponds to the aerodynamic power minus the generator losses, and possibly less any further losses such as friction or power conversion losses.
  • the performance observer can use the following simplified system description, which can also be referred to as the acceleration equation of a rotating single-mass system:
  • J denotes the moment of inertia of the rotating masses of the WEA, co the speed of the WEA, T mech and P mech the torque or power produced on the shaft by the wind, and T el l P el the electro-mechanical Torque or the power of the generator.
  • T el l P el the electro-mechanical Torque or the power of the generator.
  • the mechanical torque T mech can not be measured and should therefore be calculated from the measured data via a status observer.
  • the speed signal is often measured only in low resolution and with a low sampling rate, a state observation is also proposed for this value.
  • a suitable observer structure can be formulated as follows, reference being made to the reference [4] for further explanation:
  • the two parameters k 0 ⁇ and k T influence the dynamic behavior and, in the case of a discrete-time implementation, also the stability of the state observer and must be chosen in consideration of these aspects.
  • the aerodynamic power P ava DC is calculated using the product of engine speed and torque. This then corresponds to the specific internal available Power P ava DC
  • Inputs for determining the available internal power P ava DC are the measured electrical power P DC fed into the DC link and the measured wind turbine speed ⁇ . Output value is then the available electrical power, based on the DC link , P ava DC - This observer is important because the wind turbine is in some circumstances not at a steady-state operating point, where the power P DC corresponds to the currently available wind power, but in Normal operation almost permanently accelerates or decelerates, and for example, for a grid support, in which kinetic energy energy of the rotation is taken, may differ from a normal speed-power curve.
  • the generator losses P rGen are added. These losses can either be determined by measurements during operation or taken from a characteristic curve for the respective generator operating point (possibly taking into account temperature measured values). In addition, if relevant, friction and power conversion losses can also be added. The result of this addition is the available generator input power of the wind turbine, simply referred to as P mech . For this calculation, the generator losses expected for the maximum available input power should be used instead of the current generator losses.
  • This power, as well as the measured wind turbine speed ⁇ and the current blade angle a are used as input values for the second observer, the wind watcher 4. This observes the wind speed v wind , which at the current
  • Blade angle a leads to the available power. In principle, this is a solution v for the equation
  • P mech pAv'C p (, a) where P mech is assumed to be known by the performance observer 2, p the
  • the measured electrical wind turbine power is used as the input variable for the wind observer 4, but the available internal power determined or calculated via the power observer 2. This is important for the correct, at least desirable, operation of the wind monitor 4 in transient operation of the wind turbine (i.e., during heavy acceleration or deceleration, for example, for grid support in which energy is taken from kinetic energy of rotation).
  • the wind watcher 4 also outputs the available power Pava ( ⁇ ⁇ ,, ⁇ ⁇ ) of the wind turbine. That's the performance that comes through the
  • Wind observer 4 certain equivalent wind speed v wind could be generated by the wind turbine, if the optimum blade angle a opt and the optimal speed index ⁇ t would be set. This can be calculated, for example, based on the equivalent wind speed v Wind and taking into account known relationships between wind and generated power under the conditions mentioned (optimum blade angle a opt and the optimal high-speed number ⁇ t ). For example, a corresponding characteristic can be stored. In addition, it is proposed to output the current speed coefficient ⁇ , which can be calculated from the wind speed, speed and the rotor diameter. The indicated available power P ref (oc opt , A opt ) would be the power not corrected for park effects.
  • the methods a) to e) are based directly on the determined equivalent wind speed v Wind as the input variable for the determination of the parking available power
  • the method f) can be based on the available power P verf ( ⁇ ⁇ ,, ⁇ ⁇ ).
  • the proposed solution can be used for applications of positive and negative control energy with wind energy, both primary control energy and secondary control energy.
  • the improved accuracy can be important.
  • the solution can be used as a replacement for a second nacelle anemometer.
  • the maximum available power of the wind turbine can be calculated in many operating states. This allows the correct, at least relatively accurate determination, e.g. Negative balancing power, in which a wind turbine or wind farm has to reduce its power by a certain amount below the available power. Furthermore, the request for a second wind meter, e.g. for solving safety-related requirements using software instead of hardware.
  • the proposed solution is at least an improvement over previously known solutions.
  • the core problem of wind speed determination is the solution of the aerodynamic power equation:
  • High speed number ⁇ is then obtained from the measured speed and the estimated wind speed according to the above equation.
  • the available power shall be obtained after solving equation (1), taking into account losses incurred in the wind turbine at the estimated optimum operating point, and any technical or operational limitations that may limit this available power.
  • a significant change in the wind observer described here over the solution described in reference [3] is the use of an estimated power estimated by a separate observer for the calculation of v w !
  • Equation (2) (Equation (2)).
  • the measured electrical power or the electrical torque is used directly, assuming that the wind turbine is always operated in the partial load range near its optimum operating point.
  • due to acceleration and deceleration processes at variable wind speed, and z.T. also intentionally taken as a result of certain requirements such as the grid frequency support in kinetic energy energy of the rotation, there is a significant deviation between the actual electrical power and the power attainable at the optimum operating point, or the power available in the wind, so that a separate determination of the available power prior to solving the aerodynamic power equation via the wind observer to accurately determine the wind speed at all operating points.

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Abstract

Die vorliegende Erfindung betrifft ein Verfahren zum Bestimmen einer verfügbaren Leistung eines Windparks (112), wobei der Windpark mehrere Windenergieanlagen (100) mit einem Rotor (106) mit in ihrem Blattwinkel verstellbaren Rotorblättern (108) umfasst. Außerdem betrifft die vorliegende Erfindung einen Windpark (112), der zum Ausführen des Verfahrens zum Bestimmen einer verfügbaren Leistung eingerichtet ist. Das Verfahren umfasst ein Bereitstellen einer Abschattungsmatrix (200), die wenigstens eine wirksame Windgeschwindigkeit jeder der Windenergieanlagen (100) des Windparks (112) als Funktion zumindest einer Windgeschwindigkeit und Windrichtung sowie einer Windparkdrosselung unter Verwendung eines Park-Nachlauf-Modells bestimmt. Das erfindungsgemäße Verfahren ermöglicht eine verfügbare Leistung eines Windparks (112) auch dann genau zu bestimmen, wenn der Windpark (112) mit gedrosselter Leistung betrieben wird.

Description

Verfahren zum Bestimmen einer verfügbaren Leistung eines Windparks und zugehöriger Wind park
Die vorliegende Erfindung betrifft ein Verfahren zum Bestimmen einer verfügbaren Leistung eines Windparks. Außerdem betrifft die vorliegende Erfindung einen Windpark, der zum Ausführen des Verfahrens zum Bestimmen einer verfügbaren Leistung eingerichtet ist.
Windenergieanlagen sind bekannt und mit ihnen wird elektrische Leistung aus Wind erzeugt und in ein elektrisches Versorgungsnetz eingespeist. Die einzuspeisende elektrische Leistung kann dabei aus verschiedenen Gründen schwanken, beispielsweise kann netzbedingt eine Drosselung gefordert werden.
Sowohl die Netz- als auch die Anlagenbetreiber fordern daher in zunehmendem Maße, dass die Anlagen eine sogenannte „verfügbare Leistung", die auch als „P-available" bezeichnet werden kann, bestimmen. Während der Netzbetreiber in der Regel daran interessiert ist, welche Regelreserven im Netz zur Verfügung stehen, ist der Betreiber in erster Linie daran interessiert zu erfahren, wie viel Ertrag durch unterschiedliche Begrenzungen verloren geht. Dem Netzbetreiber ist jedoch nicht damit geholfen, nur die im Wind enthaltene Leistung zu kennen, wenn die Anlage z. B. durch technische Probleme begrenzt laufen muss und er diese im Wind verfügbare Leistung nicht abverlangen kann.
Der Betreiber ist z. B. aber daran interessiert, wie viel Leistung im Wind enthalten ist und wie viel Ertrag ihm durch eine Begrenzung der Anlage verloren geht. Dabei stellt sich dann wiederum die Frage, wer für diese unterschiedlichen, möglichen Begrenzungen, von denen bis zu 28 oder mehr identifizierbar sind, verantwortlich ist und welcher Anteil der Ertragsverluste zu Lasten welcher Begrenzung geht, wer also für die entstehenden Kosten zu welchem Anteil aufkommen muss. Zur Vergütung einer Vorhalteleistung oder auch bei netzbedingter Leistungsreduktion wird immer häufiger ein„P-available" Signal nicht nur für die einzelnen Anlagen sondern für den gesamten Windpark verlangt. Bei einer Leistungsreduktion wirkt auf im Nachlauf von anderen Anlagen stehende Windenergieanlagen eine erhöhte Windgeschwindigkeit, als im nicht reduzierten Fall. Eine Abschätzung von„P-available" basierend auf gemes- senen Windgeschwindigkeiten würde somit zu einer Überschätzung der verfügbaren Parkleistung führen, da Parkeffekte nicht berücksichtigt sind.
Der vorliegenden Erfindung lag somit die Aufgabe zugrunde, eine verfügbare Leistung eines Windparks auch dann genau zu bestimmen, wenn der Windpark mit gedrosselter Leistung betrieben wird. Die Aufgabe wird erfindungsgemäß durch ein Verfahren gemäß Anspruch 1 gelöst. Bevorzugte Ausführungsformen sind in den Unteransprüchen angegeben.
Demnach wird ein Verfahren zum Bestimmen einer verfügbaren Leistung eines Windparks bereitgestellt, wobei der Windpark mehrere Windenergieanlagen mit einem Rotor mit in ihrem Blattwinkel verstellbaren Rotorblättern umfasst. Das Verfahren umfasst ein Bereitstellen oder Verwenden einer Abschattungsmatrix, die wenigstens eine wirksame Windgeschwindigkeit jeder der Windenergieanlagen des Windparks als Funktion zumindest einer Windgeschwindigkeit und Windrichtung sowie einer Windparkdrosselung unter Verwendung eines Park-Nachlauf-Modells bestimmt. Das Verfahren bestimmt die verfügbare Leistung des Windparks basierend auf der wirksamen Windgeschwindigkeit. Die Abschattungsmatrix, die in dieser Form definiert ist, ermöglicht in vorteilhafter Weise die Parkeffekte, die bisher zu einer Überschätzung der verfügbaren Parkleistung führten, zu berücksichtigen. Abhängig von Windgeschwindigkeit und Windrichtung sowie der Windparkdrosselung lässt sich eine wirksame Windgeschwindigkeit der jeweiligen Windenergieanlage im Park bestimmen, die angibt, welche Windgeschwindigkeit für diese Anlage in dem Fall bereitstehen würde, dass der Park nicht gedrosselt betrieben wird. Basierend auf der Abschattungsmatrix lassen sich in vorteilhafter Weise somit die bei ungedrosseltem Park verringerten Windgeschwindigkeiten, genannt wirksame Windge- schwindigkeiten, bestimmen. Die verfügbare Leistung kann dann anhand alternativer Methoden basierend auf den wirksamen Windgeschwindigkeiten der einzelnen Anlagen für den gesamten Windpark bestimmt werden.
Die Auswirkungen der Abschattungen, die als Abschattungsmatrix bezeichnet wird und beispielsweise als Tabelle oder als Matrix in der individuellen Windenergieanlage oder in einer Parksteuerung hinterlegt sein kann, werden für verschiedene Windgeschwindigkeiten und -richtungen unter Berücksichtigung des Park-Nachlauf-Modells vorab berechnet. Dadurch, dass zur Bestimmung der wirksamen Windgeschwindigkeiten dann lediglich der vorberechnete Wert anhand der Abschattungsmatrix nachgeschlagen werden kann, entfällt eine zeitintensive Simulation der Nachlaufeffekte zu dem Zeitpunkt, zu dem die verfügbare Leistung des Windparks bereitzustellen ist. Die verfügbare Leistung des Windparks kann demnach im Wesentlichen ohne Verzögerung bereitgestellt werden.
Die Abschattungsmatrix wird für das Verfahren entweder auf einer Parksteuerung oder einer Steuerung einer individuellen Windenergieanlage bereitgestellt und direkt für Be- rechnungen herangezogen. Alternativ oder zusätzlich wird die Abschattungsmatrix zur Berechnung weiterer relevanter Größen, wie mit Verweis auf weitere Ausführungsformen beschrieben wird, verwendet, ohne dass die Abschattungsmatrix dann unmittelbar zur Bestimmung der verfügbaren Leistung bereitzustellen ist.
Gemäß einer ersten Methode a) weist das Verfahren zum Bestimmen der verfügbaren Leistung die folgenden Schritte auf:
Bestimmen der frei angeströmten Windenergieanlagen für eine bestimmte Windrichtung,
Ermitteln einer mittleren Windgeschwindigkeit und Windrichtung als ein Mittelwert der ungestörten Windgeschwindigkeiten und Windrichtungen der frei angeströmten Windenergieanlagen,
Ermitteln einer wirksamen Windgeschwindigkeit jeder Windenergieanlage zumindest für jede der nicht frei angeströmten Windenergieanlagen aus der mittleren Windgeschwindigkeit und Windrichtung unter Berücksichtigung der Abschattungsmatrix für einen unged rosselten Windpark, Ermitteln einer verfügbaren Leistung jeder der Windenergieanlagen anhand deren Leistungskurve und der ermittelten wirksamen Windgeschwindigkeit und
Ermitteln der verfügbaren Leistung des Windparks durch Aufsummieren der verfügbaren Leistungen jeder der Windenergieanlagen. Dieser Methode liegt der Gedanke zugrunde, die Windgeschwindigkeit und Windrichtung der frei angeströmten Windenergieanlagen zu mittein. Das Wort„mittein" ist hier und im Rahmen der gesamten Anmeldung nicht auf einen arithmetischen Mittelwert beschränkt, andere Formen von Mittelwerten können gleichsam eingesetzt werden. Die frei angeströmten Windenergieanlagen sind diejenigen Anlagen, für die bei einer bestimmten Windrichtung keine Beeinflussung des Windes, der auf die frei angeströmten Windenergieanlagen trifft, durch andere Windenergieanlagen oder andere Hindernisse, beispielsweise Gebäude, Erhebungen, etc., eintritt. Gemäß dieser Methode wird je Windenergieanlage die wirksame Windgeschwindigkeit unter Berücksichtigung der Abschattungs- matrix für den gemittelten Wert der Windgeschwindigkeit und Richtung ermittelt. Diese Methode ermöglicht eine besonders einfache und geeignete Abschätzung der verfügbaren Leistung, da die Abschattungsmatrix für lediglich einen Wert der Windgeschwindigkeit und Windrichtung, der für sämtliche der Windenergieanlagen gleich ist, untersucht wird. Die Methode setzt aber das Vorhandensein von frei angeströmten Anlagen voraus, was in Abhängigkeit der Windrichtung beispielsweise nicht immer der Fall ist. Insbesondere können in der Nachbarschaft liegende Windparks oder auch geografische Verhältnisse dafür sorgen, dass keine frei angeströmten Windenergieanlagen existieren.
Die wirksame Windgeschwindigkeit der frei angeströmten Windenergieanlagen kann ebenfalls unter Berücksichtigung der Abschattungsmatrix bestimmt werden. Dieses Vorgehen bietet sich insbesondere an, falls eine feste bekannte Abschattung, beispiels- weise durch Geländeeinflüsse oder Gebäude vorliegt. Alternativ kann auch direkt die ermittelte Windgeschwindigkeit der zugehörigen frei angeströmten Windenergieanlage als wirksame Windgeschwindigkeit angesetzt werden.
Gemäß einer zweiten Methode b) weist das Verfahren zum Bestimmen der verfügbaren Leistung die folgenden Schritte auf: - Bestimmen der frei angeströmten Windenergieanlagen für eine bestimmte Windrichtung, Bestimmen einer Windgeschwindigkeit und Windrichtung sämtlicher der frei angeströmten Windenergieanlagen,
Ermitteln wirksamer Windgeschwindigkeiten zumindest jeder der nicht frei angeströmten Windenergieanlagen unter Berücksichtigung der Abschattungsmatrix für einen ungedrosselten Windpark für jede der bestimmten Windgeschwindigkeiten und Windrichtungen der frei angeströmten Windenergieanlagen,
Ermitteln, je zumindest jeder der nicht frei angeströmten Windenergieanlagen, einer anlagenindividuellen mittleren wirksamen Windgeschwindigkeit als ein Mittelwert der je frei angeströmter Windenergieanlage ermittelten wirksamen Windgeschwindigkeiten,
Ermitteln einer verfügbaren Leistung jeder der Windenergieanlagen anhand deren Leistungskurve und der anlagenindividuell ermittelten mittleren wirksamen Windgeschwindigkeit und
Ermitteln der verfügbaren Leistung des Windparks durch Aufsummieren der verfügbaren Leistungen jeder Windenergieanlage.
Anders ausgedrückt werden somit wirksame Windgeschwindigkeiten jeder Anlage durch die bestimmte Windgeschwindigkeit und Windrichtung jeder der frei angeströmten Windenergieanlagen unter Berücksichtigung der Abschattungsmatrix für einen ungedrosselten Windpark ermittelt. Im Unterschied zur ersten Methode werden gemäß der zweiten Methode Abschaltungsmatrizen für jede der Windenergieanlagen mehrfach, nämlich entsprechend der Anzahl der frei angeströmten Windenergieanlagen, ausgewertet, um je Windenergieanlage mehrere wirksame Windgeschwindigkeiten, nämlich die Windgeschwindigkeiten jeder der frei angeströmten Windenergieanlagen, zu bestimmen. Die im Ergebnis quasi erhaltene Mittelung über die frei angeströmten Windenergieanlagen erfolgt gemäß dieser Methode somit erst nach dem Berücksichtigen der Abschattungsef- fekte, die für jede Windenergieanlage unabhängig für jede der Windgeschwindigkeiten der frei angeströmten Windenergieanlagen berücksichtigt werden. Gemäß der ersten Methode erfolgt die Mittelung bereits vor der Berücksichtigung der Abschattungseffekte, nämlich werden die Abschattungseffekte je Windenergieanlage für eine bereits gemittelte Windgeschwindigkeit der frei angeströmten Windenergieanlagen berücksichtigt. Auch die zweite Methode erfordert das Vorhandensein frei angeströmter Anlagen. Ebenso wie im Zusammenhang mit der ersten Methode kann für beliebig viele der frei angeströmten Windenergieanlagen, einschließlich sämtlicher und keiner, die ermittelte Windgeschwindigkeiten direkt als wirksame Windgeschwindigkeit angesetzt werden. Auf gleiche Weise kann die Abschattungsmatrix auch für die frei angeströmten Windenergieanlagen beispielsweise beim Vorliegen einer bekannten Abschattung von Vorteil sein.
Gemäß einer dritten Methode c) weist das Verfahren zum Bestimmen der verfügbaren Leistung die folgenden Schritte auf:
Ermitteln von individuellen Windgeschwindigkeiten und Windrichtungen der Windenergieanlagen,
Berechnen von modellierten Windgeschwindigkeiten und Windrichtungen ausgehend von einer angesetzten parkwirksamen Windgeschwindigkeit und Windrichtung unter Berücksichtigung der Abschattungsmatrix und der Windparkdrosselung,
Optimieren der angesetzten parkwirksamen Windgeschwindigkeit und Windrichtung basierend auf einem Vergleich der individuellen Windgeschwindigkeiten und Windrichtungen und der modellierten Windgeschwindigkeiten und Windrichtungen,
Ermitteln der wirksamen Windgeschwindigkeit jeder Windenergieanlage aus der optimierten parkwirksamen Windgeschwindigkeit und Windrichtung unter Berücksichtigung der Abschattungsmatrix für einen unged rosselten Windpark und
Ermitteln einer verfügbaren Leistung jeder der Windenergieanlagen anhand deren Leistungskurve und der ermittelten wirksamen Windgeschwindigkeit und
Ermitteln der verfügbaren Leistung des Windparks durch Aufsummieren der verfügbaren Leistungen jeder der Windenergieanlagen.
Die dritte Methode lässt sich unter dem Begriff optimale Korrelation der Windgeschwindigkeit und -richtung für alle Anlagen zusammenfassen. Im Vergleich zu der ersten und zweiten Methode erfordert die dritte Methode keine frei angeströmten Windenergieanlagen, sondern es werden Windgeschwindigkeiten und Windrichtungen aller der Windenergieanlagen ermittelt. Eine angesetzte parkwirksame Windgeschwindigkeit und Windrichtung wird dahingehend optimiert, dass die über die Abschattungsmatrix bestimmbaren wirksamen Windgeschwindigkeiten jeder Windenergieanlage möglichst nahe an die individuellen Windgeschwindigkeiten und Windrichtungen heran kommen. In diesem Fall ist die angesetzte parkwirksame Windgeschwindigkeit der angenommene, optimale Wert, auf dessen Basis dann die verfügbare Leistung in dem ungedrosselten Fall bestimmt werden kann. Die dritte Methode eignet sich besonders dann, wenn keine frei angeströmten Anlagen in dem Windpark vorhanden sind.
Gemäß einer vierten Methode d) weist das Verfahren zum Bestimmen der verfügbaren Leistung die folgenden Schritte auf:
Ermitteln von individuellen Windgeschwindigkeiten und Windrichtungen der Windenergieanlagen,
Invertieren der Abschattungsmatrix für jede der Windenergieanlagen, um basierend auf der individuellen Windgeschwindigkeit und Windrichtung der jeweiligen Windenergieanlage und der Windparkdrosselung eine stationäre parkwirksame Windgeschwindigkeit und Windrichtung abzuschätzen,
Mitteln aller abgeschätzten parkwirksamen Windgeschwindigkeiten und Windrichtungen,
Ermitteln der wirksamen Windgeschwindigkeit jeder Windenergieanlage aus der gemittelten parkwirksamen Windgeschwindigkeit und Windrichtung unter Berücksichtigung der Abschattungsmatrix für einen ungedrosselten Windpark und
Ermitteln einer verfügbaren Leistung jeder der Windenergieanlagen anhand deren Leistungskurve und der ermittelten wirksamen Windgeschwindigkeit und
Ermitteln der verfügbaren Leistung des Windparks durch Aufsummieren der verfügbaren Leistungen jeder der Windenergieanlagen.
Die vierte Methode basiert darauf, dass die Abschattungsmatrix windenergieanlagenindi- viduell invertiert wird, um zu einem individuellen, zu jeder der Windenergieanlagen gehörenden Wind einen geschätzten parkwirksamen Wind zu erhalten. Diese von jeder Anlage erhaltenen parkwirksamen Winde werden gemittelt und unter Berücksichtigung der ungedrosselten Leistung zur Abschätzung der wirksamen Windgeschwindigkeit jeder Windenergieanlage aus der Abschattungsmatrix verwendet. Auch die vierte Methode benötigt keine frei angeströmten Windenergieanlagen und kann beispielsweise als Alter- native zu der dritten Methode oder auch zu einer der anderen Methoden dienen. Im Unterschied zu der dritten Methode erfolgt die Ermittlung gemäß der vierten Methode anhand einer Invertierung der Abschattungsmatrix anstelle einer Optimierung einer angesetzten parkwirksamen Windgeschwindigkeit.
Gemäß einer fünften Methode e) weist das Verfahren zum Bestimmen der verfügbaren Leistung die folgenden Schritte auf:
Bestimmen einer Windgeschwindigkeit und Windrichtung für jede der Windenergieanlagen,
Invertieren der Abschattungsmatrix für jede der Windenergieanlagen, um basierend auf der individuellen Windgeschwindigkeit und Windrichtung der jeweiligen Windenergieanlage und der Windparkdrosselung eine stationäre parkwirksame Windgeschwindigkeit und Windrichtung abzuschätzen,
Ermitteln der wirksamen Windgeschwindigkeit jeder Windenergieanlage aus der jeweils geschätzten stationären parkwirksamen Windgeschwindigkeit und Windrichtung unter Berücksichtigung der Abschattungsmatrix für einen ungedrosselten Windpark und
Ermitteln einer verfügbaren Leistung jeder der Windenergieanlagen anhand deren Leistungskurve und der jeweiligen ermittelten wirksamen Windgeschwindigkeit und
Ermitteln der verfügbaren Leistung des Windparks durch Aufsummieren der verfügbaren Leistungen jeder der Windenergieanlagen.
Zusammengefasst bestimmt gemäß der fünften Methode e) jede Anlage anhand ihrer aktuellen sowie ihrer verfügbaren Leistung und dem für sie gültigen, windrichtungsabhängigen aerodynamischen Parkwirkungsgrad ihren Anteil an der Parkleistung. Hierfür wird die Abschattungsmatrix abhängig von der Drosselung für jede der Windenergieanlagen individuell invertiert und eine stationäre, parkwirksame Windgeschwindigkeit und Windrichtung abgeschätzt. Diese abgeschätzte parkwirksame Windgeschwindigkeit wird für jede Anlage unabhängig voneinander bestimmt und wieder mit Hilfe der nichtinvertierten ungedrosselten Abschattungsmatrix auf die fiktive ungedrosselt wirksame Windgeschwindigkeit der jeweiligen Anlage zurückgerechnet und nachfolgend über die Leistungskurve auf die verfügbare Leistung geschlossen. Da bis zum Ermitteln der verfügbaren Leistung jeder der Windenergieanlagen keine Informationen von weiteren Windener- gieanlagen des Windparks notwendig sind, können diese Schritte gemäß der fünften Methode e) auch auf der Windenergieanlage selbst implementiert sein. Ein Parkrechner muss in diesem Fall dann nur noch die Leistungsmeldungen der einzelnen Windenergieanlagen aufsummieren. Alternativ kann natürlich auch das Verfahren gemäß der fünften Methode e) teilweise oder insgesamt auf einen Parkrechner implementiert sein.
Als mögliche Ausführungsform können auch einzelne Schritte der Methode e) zusam- mengefasst werden, wobei einzelne, oben aufgeführte Zwischengrößen entfallen können:
Eine mögliche Variante besteht darin, die inverse Matrix, die auf Basis der gedrosselten Leistung interpoliert wird und die Abschattungsmatrix der ungedrosselten, maximal technisch möglichen Einspeisung so als aerodynamischen Wirkungsgrad zusammenzufassen, dass der Zwischenschritt über die parkweit gültige Windgeschwindigkeit und - Richtung auf der Anlage bzw. dem Parkrechner entfallen kann und lediglich vorab für die Berechnung der Matrizen erforderlich ist. Anders ausgedrückt, muss die Abschattungsmatrix und/oder die inverse Abschattungsmatrix gemäß dieser Variante nicht explizit in Abhängigkeit von der Windgeschwindigkeit ausgedrückt und hinterlegt sein, sondern stattdessen implizit gemäß der Verallgemeinerung über den aerodynamischen Wirkungsgrad. Dies kann die Bestimmung der verfügbaren Leistung des Windparks in Situationen, in denen die parkweit gültige Windgeschwindigkeit nicht benötigt wird, rechnerisch vereinfachen. - Eine zweite mögliche Variante besteht darin, auch die Ermittlung der verfügbaren Leistungen der individuellen Windenergieanlagen anhand der Leistungskurve in das Matrixsystem und / oder die Bestimmung der verfügbaren Leistung der einzelnen Anlage in den Rechenschritt zu integrieren. Auf diese Weise entsteht ein Teilsystem, welches den aktuellen Arbeitspunkt (vorzugsweise umfassend Drehzahl, Pitchwinkel, aerodyna- misches Drehmoment und / oder Leistungsproduktion und die Leistungsbegrenzung Pgedr) oder die aus diesen Größen geschätzte Windgeschwindigkeit als Eingangsgröße umfasst und die durch Abschattungseffekte geminderte wirksame Windgeschwindigkeit bzw. die zugehörige verfügbare Leistung errechnet.
Eine Möglichkeit der Bestimmung von Windgeschwindigkeit und Windrichtung ergibt sich durch die Messung der Windgeschwindigkeit mit einem typischerweise auf der Gondel einer Windenergieanlage verbauten Anemometer. Eine solche Messung, obwohl mit heutigen Ultraschallanemometern sehr genau durchführbar, ist jedoch nur bedingt für die genannte Anwendung brauchbar. Zum einen misst das Anemometer die Windgeschwin- digkeit nur in der Mitte der durch die Rotorblätter definierten Ebene. Die Windgeschwindigkeiten an den Blattspitzen, die bei aktuellen Windenergieanlagen 50 und mehr Meter von der Gondel entfernt sind, kann nicht direkt gemessen werden. Darüber hinaus kann durch die Position des Anemometers hinter den Rotorblättern eine Beeinflussung der Messung durch Verwirbelungen und Beschattung erfolgen. Zudem wird die gemessene Windgeschwindigkeit durch die Energieentnahme aus dem Windfeld, auch in Abhängigkeit von der Leistungsdrosselung beeinflusst.
In einer Ausführungsform weist das erfindungsgemäße Verfahren weiter auf:
Bestimmen einer Windgeschwindigkeit und Windrichtung, die im Mittel auf den Rotor einer Windenergieanlage wirken, auf Basis eines Arbeitspunktes der Windenergieanlage für wenigstens eine der Windenergieanlagen.
Eine gegenüber dem Gondelanemometer bevorzugte Möglichkeit zur Bestimmung der Windgeschwindigkeit und Windrichtung einer an einer Windenergieanlage vorherrschenden ungestörten Windgeschwindigkeit basiert auf einem Windschätzer, dem der Anla- genarbeitspunkt zugrunde liegt. Als ungestört wird die Schätzung deshalb bezeichnet, da keine Störung durch die Energieentnahme durch den Rotor oder Auswirkungen einer Messanordnung hinter dem Rotor, wie beispielsweise im Fall des Gondelanemometers, die Windgeschwindigkeit verfälschen. Der Begriff „ungestört" bezieht sich aber auf die Bestimmung der Windgeschwindigkeit selbst und bezieht keine Nachlaufeffekte, die von anderen Windenergieanlagen des Parks verursacht werden, ein.
Der Anlagenarbeitspunkt umfasst vorzugsweise ein Drehmoment, eine Drehzahl und einen kollektiven Pitchwinkel der Windenergieanlage. Basierend auf diesem Arbeitspunkt wird die ungestörte Windgeschwindigkeit ermittelt, die im Mittel auf den gesamten Rotor wirkt. Vorzugsweise wird hierzu ein Leistungsbeiwert, genannt Cp-Beiwert, herangezo- gen, der ein Verhältnis zwischen dem durch die Rotorfläche durchwehenden Wind und einer aerodynamischen Leistung der Windenergieanlage angibt. Der Cp-Beiwert hängt vorzugsweise von dem Pitchwinkel und einer Schnelllaufzahl λ ab. Vorzugsweise hängt der Zusammenhang von der durchstrichenen Rotorfläche, dem Rotor und der Windgeschwindigkeit ab und kann beispielsweise durch folgende Formel angegeben werden:
Die Schnelllaufzahl berechnet sich aus dem Verhältnis aus Geschwindigkeit der Rotorblattspitze zu der herrschenden Windgeschwindigkeit. Die Geschwindigkeit der Rotorblattspitze lässt sich aus dem Radius des Rotors (rRotor) und einer Drehzahl des Rotors {nRotor) berechnen, α bezeichnet einen kollektiven Pitchwinkel der Rotorblätter.
( 4ero ) ist die von der Windenergieanlage erzeugte aerodynamische Leistung, p bezeichnet die Luftdichte.
In einer Ausführungsform wird die im Mittel auf den Rotor der Windenergieanlage wirkende Windgeschwindigkeit durch wenigstens eine der folgenden Methoden bestimmt: - Interpolation aus mindestens dreidimensionalen Tabellen der Windgeschwindigkeit als Funktion einer Drehzahl, einer aerodynamischen Leistung und einem Pitchwinkel,
Iteration basierend auf einem Kennfeld in Abhängigkeit einer Schnelllaufzahl und einem Pitchwinkel.
Eine direkte Auflösung des Leistungsgleichgewichts beispielsweise gemäß obiger Formel nach der Windgeschwindigkeit ist nicht möglich, da sowohl die Schnelllaufzahl als auch die aerodynamische Leistung selbst jeweils von der Windgeschwindigkeit abhängen. Gemäß dieser Ausführungsform werden somit Methoden vorgeschlagen, mittels der die auf den Rotor wirkende Windgeschwindigkeit bestimmbar ist. Mindestens dreidimensionale Tabellen der Windgeschwindigkeit als Funktion einer Drehzahl (nRotor) , der aerody- namischen Leistung (PÄero) und dem Pitchwinkel (a) können beispielsweise mit folgender Gleichung dargestellt werden:
VWind = fä n Rotor ' ^ Aero ' a )
Eine Interpretation daraus erfolgt mit geringem Rechenaufwand, die Speicherung der dreidimensionalen Tabellen erfordert je nach Auflösung unterschiedliche Mengen an Daten. Zusätzlich oder alternativ kann die Windgeschwindigkeit iterativ beispielsweise nach Newton oder einem anderen Iterationsverfahren, aus dem Cp-Kennfeld bestimmt werden.
Zwischen dem ersten Verfahren, das auf der Anemometer-Windgeschwindigkeitsmessung basiert, und dem zweiten Verfahren, das auf dem Arbeitspunkt der Wind- energieanlage basiert, kann in einer Ausführungsform in Abhängigkeit der Abregelung, der Schnelllaufzahl und/oder des Pitchwinkels gewechselt werden. Insbesondere bei starken Abregelungen, geringen Schnelllaufzahlen und großen Pitchwinkeln, wird das Verfahren basierend auf dem Kennfeld unsicherer und kann in diesen Bereichen in vorteilhafter Weise durch die Windgeschwindigkeitsmessung ersetzt werden. In einer Ausführungsform weist das Verfahren weiter ein Korrigieren der Windgeschwindigkeit und Windrichtung, insbesondere einer gemittelten Windgeschwindigkeit und Windrichtung, und/oder der verfügbaren Leistung für wenigstens eine der Windenergieanlagen aufgrund einer Ausbreitung des Windfeldes durch den Park auf.
Besonders bezogen auf die beschriebene erste Methode a) und zweite Methode b), bei denen ausschließlich der vorherrschende Wind an den frei angeströmten Anlagen berücksichtigt wird, ist zu beachten, dass der Wind, der von den frei angeströmten Anlagen erfasst wird, auch ohne Berücksichtigung von Nachlaufeffekten regelmäßig nicht dem Wind entspricht, der von in Anströmrichtung weiter hinten liegenden Anlagen erfasst wird. Änderungen in dem Wind setzen sich zeitversetzt durch den gesamten Park, angefangen mit den frei angeströmten Anlagen, fort. Anders ausgedrückt„fühlen" die im Nachlauf der frei angeströmten Anlagen stehenden Anlagen den Wind der frei angeströmten Anlagen zeitverzögert. Vorzugsweise wird für das Korrigieren eine Ausbreitung der verfügbaren Leistung, der effektiven Windgeschwindigkeit und/oder der Windrichtung berücksichtigt.
In einer Ausführungsform erfolgt das Korrigieren in Form eines gewichteten, gleitenden Mittelwertes. Der Einfluss älterer Windwerte schwindet somit vorzugsweise über die Zeit, wodurch der endlichen Ausdehnung des Windparks und damit der Situation, dass sich die Änderung des Windes über den kompletten Park fortgesetzt hat, Rechnung getragen wird.
In einer Ausführungsform wird der gleitende Mittelwert abhängig von einer Durchlaufzeit, insbesondere einem Mittel der Windgeschwindigkeit, angepasst. Hierdurch kann vorzugsweise dem Umstand Rechnung getragen werden, dass Änderungen des Windes umso stärkeren Einfluss auf den im Park herrschenden Mittelwert des Windes haben, je höher die Windgeschwindigkeit bzw. je geringer die Durchlaufzeit durch den Windpark ist, da sich die Änderung schneller durch den gesamten Park ausbreitet. Alternativ oder zusätzlich kann der gleitende Mittelwert abhängig von der absoluten Windrichtung ange- passt werden, beispielsweise wenn der Weg bis zur vollständigen Ausbreitung einer Änderung nicht über alle Windrichtungen gleich ist, wie es in der Regel eintrifft.
In einer Ausführungsform implementiert das Verfahren wenigstens zwei der Methoden a) bis e) und eine Vergleichsprüfung zwischen den wenigstens zwei Methoden wird ermöglicht und/oder in Abhängigkeit eines Parameters eine der implementierten Methoden ausgewählt. Beispielsweise kann eine der ersten Methode a) und der zweiten Methode b) immer dann angewandt werden, wenn eine hinreichende Zahl frei angeströmter Anlagen für einen bestimmten Wind auffindbar ist. Wenn hingegen keine frei angeströmte Anlage, beispielsweise aufgrund einer Terrainstruktur oder eines benachbarten Windparks, auffindbar ist, so kann das Verfahren auf eines der dritten Methode c) bis fünften Methode e) wechseln. In einer Ausführungsform wird die Abschattungsmatrix je Windenergieanlage als Tabelle in Abhängigkeit der parkwirksamen Windgeschwindigkeit und Richtung sowie einer maximalen Parkleistung hinterlegt.
Die Abschattungsmatrix stellt die wirksame Windgeschwindigkeit jeder der Windenergieanlagen unter Verwendung eines Park-Nachlauf-Modells bereit. Die Nachlaufeffekte müssen gedrosselte Windparks berücksichtigen, weshalb die Abschattungsmatrix vorzugsweise in Abhängigkeit der maximalen Parkleistung oder der maximalen Anlagenleistung hinterlegt ist. Als maximale Parkleistung ist hier der Leistungswert zu verstehen, der durch beispielsweise technisch bedingte Einschränkungen wie beispielsweise aus Schallschutzgründen nicht überschritten werden darf. Die maximale Parkleistung ist also ein Wert, der gegebenenfalls gegenüber dem Wert einer Nennleistung verringert ist. Vorzugsweise ist die Anzahl von Stützstellen der Rechnung an Gegebenheiten ange- passt, beispielsweise bei einer strikten Matrixanordnung ist eine hohe Auflösung der Windrichtung entscheidend. Entsprechend einer Sensibilität der Rechnung kann beispielsweise die Anzahl der Stützstellen der maximalen Parkleistung bzw. der Windpark- drosselung gewählt werden.
Vorzugsweise ermöglicht die Abschattungsmatrix somit auf Basis einer Windgeschwindigkeit, einer Windrichtung sowie einer Windparkdrosselung als Eingangsparameter zumindest eine wirksame Windgeschwindigkeit jeder Windenergieanlage zu erhalten. Die Abschattungsmatrix ist nicht auf diese Eingangs- und Ausgangsparameter beschränkt, alternativ oder zusätzlich können andere Größen, vorzugsweise Messgrößen, als Eingangs- und Ausgangsparameter Eingang finden. Beispielsweise kann ein Arbeitspunkt und/oder eine Anlagenleistung an die Stelle der Windgeschwindigkeiten insbesondere als Eingangsgröße treten.
Vorzugsweise wird die Abschattungsmatrix alternativ oder zusätzlich zu der maximalen Parkleistung abhängig von einer maximalen Anlagenleistung jeder Windenergieanlage bestimmt. Durch die Individualisierung der Windparkdrosselung auf die einzelnen Anlagen können Drosselungen des Windparks präziser abgebildet werden. In einer Ausführungsform ist das Park-Nachlauf-Modell adaptiv, insbesondere ist ein selbstlernendes Verfahren zur Anpassung an Veränderungen der Umgebung und/oder zur Korrektur von Fehlern des Park-Nachlauf-Modells implementiert.
Bekannt ist, stationäre Nachlaufmodelle in der Standortbewertung von Windparks zur Ertragsprognose sowie zur Bestimmung der Turbulenz und der Scherung zu verwenden. Stationäre Nachlaufmodelle umfassen beispielsweise das Ainslie, Jensen- oder Frandsen-Nachlaufmodell, für komplexe Gelände werden auch CFD-Simulationen eingesetzt. Die Berechnung des Parknachlaufmodells ist von der Anordnung der Windenergieanlagen in dem Park sowie von geografischen Verhältnissen abhängig. Die Nachlaufeffekte sind insbesondere in Abhängigkeit der Windgeschwindigkeit sowie der Windrichtung angegeben.
Indem das Parknachlaufmodell adaptiv ausgeführt wird, können möglicherweise vorhandene Fehler und Ungenauigkeiten des verwendeten Modells in vorteilhafter Weise durch Anpassung des Modells korrigiert werden. Beispielsweise kann dadurch auf neu errichtete Windenergieanlagen in Umgebung des Windparks bzw. Veränderung der geografi- sehen Struktur, durch Gebäudebau und/oder Abholzung, angemessen reagiert werden. Die Adaption kann in vorteilhafter Weise mit sämtlichen bekannten selbstlernenden Verfahren implementiert werden.
In einer Ausführungsform werden verschiedene Abschattungsmatrizen basierend auf verschiedenen Park-Nachlauf-Modellen bereitgestellt, wobei eine der Abschattungsmatri- zen basierend auf einem Parameter, insbesondere einem für eine atmosphärische Stabilität indikativen Parameter, ausgewählt, bzw. zwischen den Tabellen interpoliert wird. Der für eine atmosphärische Stabilität indikative Parameter kann beispielsweise aus einer Wettervorhersage extrahiert oder auf andere Weise mittels geeigneter Messinstrumente in der Umgebung des Windparks bestimmt werden. Vorzugsweise umfasst der Parameter einen Temperaturgradienten über die Höhe, der sich bei stabiler Luftschichtung deutlich von dem bei labiler Luftschichtung unterscheidet, oder eine gemessene oder vorhergesagte Turbulenzintensität oder die turbulente kinetische Energie. Alternativ oder zusätzlich kann eine Tag- und Nachtunterscheidung vorgenommen werden, da bekanntermaßen eine Luftschichtung nachts stabiler als während des Tages ist. In einem Beispiel können zwei verschiedene Abschattungsmatrizen bereitgestellt werden, in weiteren Beispielen können auch drei oder mehrere verschiedene Abschattungsmatrizen basierend auf unterschiedlichen für die atmosphärische Stabilität indikativen Parametern bereitgestellt werden.
In einer Ausführungsform basieren die verschiedenen Park-Nachlauf-Modelle auf jeweils verschiedenen Wake-Decay-Konstanten. Die Wake-Decay-Konstante gibt an, wie stark die Windgeschwindigkeit im Nachlauf der Windkraftanlage abnimmt bzw. wie schnell sich die durch eine Windenergieanlage erzeugten Verwirbelungen bzw. Turbulenzen im Nachgang der Windenergieanlage auflösen. Diese Auflösung ist beispielsweise von meteorologischen Parametern wie der atmosphärischen Stabilität abhängig.
In einer Ausführungsform weist das Verfahren eine Tiefpassfilterung zur Fehlerkorrektur, insbesondere in der abgeschätzten verfügbaren Leistung, auf. Mittels der Tiefpassfilterung bleiben hochfrequente kurzfristige Änderungen, die beispielsweise auf Fehlern oder Einschwingvorgängen beruhen, unberücksichtigt und führen nicht zu einer Verschlechterung der Abschätzung.
In einer Ausführungsform wird die verfügbare Leistung des Windparks im Wesentlichen in Echtzeit bereitgestellt. Indem das Signal im Wesentlichen in Echtzeit bereitgestellt wird, können die Anforderungen beispielsweise von Netzbetreibern, insbesondere für Kompensationszahlungen bei Netzüberlastung, sowie von Seite der Anlagenregelung, insbesondere für positive Regelleistungsbereitstellung bzw. für negative Regelleistungserbringung, erfüllt werden. Die Anforderungen an„im Wesentlichen" in Echtzeit werden von dem Anwendungsfall gestellt, die erfindungsgemäße Lösung ermöglicht die Einhaltung dadurch, dass keine zeitaufwändigen Simulationen und komplizierten Berechnungen zur Laufzeit für die Bereitstellung der verfügbaren Leistung des Windparks erforderlich sind oder Größen verwendet werden, die nur rückwirkende Berechnungen ermöglichen In einer Ausführungsform wird beim Ermitteln der verfügbaren Leistung einer der Windenergieanlagen die Luftdichte, beispielsweise bestimmt durch den Luftdruck und / oder die Temperatur, berücksichtigt. Die verfügbare Leistung kann unter Berücksichtigung der Luftdichte präziser bestimmt werden. In einer Ausführungsform wird eine wirksame Windrichtung jeder Windenergieanlage unter Berücksichtigung einer erweiterten Abschattungsmatrix ermittelt. Zusätzlich zu der Windgeschwindigkeit wird in dieser Ausführungsform somit auch die wirksame Windrichtung anhand der Abschattungsmatrix erhalten, die für weitere Auswertungen vorteilhaft eingesetzt werden kann, da, insbesondere in komplexem Gelände, die Windrichtung der einzelnen Anlagen deutlich voneinander abweichen kann. Alternativ oder zusätzlich kann mittels der Abschattungsmatrix in weiteren Ausführungsformen auf eine Leistung und/oder eine ungestörte Windgeschwindigkeit, die insbesondere bei Erreichen der Maximalleistung von Bedeutung ist, jeder Windenergieanlage geschlossen werden.
In einer Ausführungsform werden die Verluste eines Netzes des Windparks berücksich- tigt. Dies führt zu einer genaueren Ermittlung der parkverfügbaren Leistung.
In einer Ausführungsform werden weitere Begrenzungen der Windenergieanlagen des Windparks, insbesondere Begrenzungen, die nicht netz- oder regelleistungsseitig begründet sind, berücksichtigt, einschließlich solche aus technischen Gründen, Wartung, schallreduziertem Betrieb und/oder Schattenwurf. Die Aufgabe wird erfindungsgemäß weiter durch einen Windpark mit mehreren Windenergieanlagen gelöst, wobei der Windpark eine Steuerung aufweist. Die Steuerung ist zur Durchführung des erfindungsgemäßen Verfahrens eingerichtet.
Die Aufgabe wird ferner durch eine Windenergieanlage eines erfindungsgemäßen Windparks gelöst, wobei die Windenergieanlage eine Steuerung aufweist, wobei die Steue- rung zur Ermittlung einer verfügbaren Leistung nach Methode e) des erfindungsgemäßen Verfahrens ausgebildet ist.
Weitere Ausgestaltungen und Vorteile werden im Folgenden mit Verweis auf die beigefügten Figuren beschrieben.
Fig. 1 zeigt schematisch eine Windenergieanlage, Fig. 2 zeigt schematisch einen Windpark,
Fig. 3 zeigt schematisch eine erste Methode zum Bestimmen einer verfügbaren Leistung eines Windparks,
Fig. 4 zeigt schematisch eine zweite Methode zum Bestimmen einer verfügbaren Leistung eines Windparks,
Fig. 5 zeigt schematisch eine dritte Methode zum Bestimmen einer verfügbaren Leistung eines Windparks,
Fig. 6 zeigt schematisch eine vierte Methode zum Bestimmen einer verfügbaren Leistung eines Windparks,
Fig. 7 zeigt schematisch eine fünfte Methode zum Bestimmen einer verfügbaren Leistung eines Windparks,
Fig. 8 zeigt schematisch eine sechste Methode zum Bestimmen einer verfügbaren Leistung eines Windparks und
Fig. 9 zeigt ein Blockschaltbild zur Erläuterung des Algorithmus, der der Bestimmung der äquivalenten Windgeschwindigkeit zugrunde liegt.
Fig. 1 zeigt eine schematische Darstellung einer Windenergieanlage 100. Die Windenergieanlage 100 weist einen Turm 102 und eine Gondel 104 auf dem Turm 102 auf. An der Gondel 104 ist ein aerodynamischer Rotor 106 mit drei Rotorblättern 108 und einem Spinner 1 10 vorgesehen. Der aerodynamische Rotor 106 wird im Betrieb der Windenergieanlage durch den Wind in eine Drehbewegung versetzt und dreht somit auch einen elektrodynamischen Rotor oder Läufer eines Generators, welcher direkt mit dem aerodynamischen Rotor 106 gekoppelt ist. Der elektrische Generator ist in der Gondel 104 angeordnet und erzeugt elektrische Energie.
Fig. 2 zeigt einen Windpark 1 12 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 1 12. Die Windenergieanlagen 100 stellen ihre Leistung, nämlich insbesondere den erzeugten Strom über ein elektrisches Parknetz 1 14 bereit. Dabei werden die jeweils erzeugten Ströme bzw. Leistungen der einzelnen Windenergieanlagen 100 aufaddiert und meist ist ein Transformator 1 16 vorgesehen, der die Spannung im Park hochtransformiert, um dann an dem Einspeisepunkt 1 18, der auch allgemein als PCC bezeichnet wird, in das Versorgungsnetz 120 einzuspeisen. Fig. 2 ist nur eine vereinfachte Darstellung eines Windparks 1 12, die beispielsweise keine Steuerung zeigt, obwohl natürlich eine Steuerung vorhanden ist. Auch kann beispielsweise das Parknetz 1 14 anders gestaltet sein, indem beispielsweise auch ein Transformator am Ausgang jeder Windenergieanlage 100 vorhanden ist, um nur ein anderes Ausführungsbeispiel zu nennen.
Der Windpark 1 12 kann beispielsweise bei netzbedingter Leistungsreduktion mit verrin- gerter Leistung betrieben werden. In diesem Fall arbeitet eine oder mehrere bzw. sämtliche der Windenergieanlagen 100 mit einer Leistung, die unterhalb der für die Windsituation möglichen Leistung liegt. Zur Bereitstellung eines Pavaüable -Signals müssen Windenergieanlagen ihre verfügbare Leistung auch in einem derartig leistungsreduzierten Betrieb ermitteln können. Wie erwähnt, sehen bei der Leistungsreduktion im Nachlauf stehende Windenergieanlagen 100 eine höhere Windgeschwindigkeit als im nicht reduzierten Fall, was zu einer Überschätzung der verfügbaren Parkleistung führt. Ziel des Verfahrens zum Bestimmen einer verfügbaren Leistung eines Windparks 1 12 ist es damit, basierend auf beispielsweise einer Schubkraft, einem Geländemodell und einem Parkplan für gegebene gedrosselte Parkleistung, Windgeschwindigkeit und Windrichtung, die verfügbare Leistung eines Windparks als Summe der Leistungen der Windenergieanlagen unter Berücksichtigung des Parkeffektes zu erhalten.
Diese Berücksichtigung erfolgt erfindungsgemäß, wie mit Verweis auf die nachfolgenden Figuren beschrieben wird, unter Verwendung einer Abschattungsmatrix 200, die wenigstens eine wirksame Windgeschwindigkeit jeder der Windenergieanlagen 100 des Wind- parks 1 12 als Funktion zumindest einer Windgeschwindigkeit und Windrichtung sowie einer Windparkdrosselung unter Verwendung eines Park-Nachlauf-Modells bestimmt. Verschiedene Methoden zur Implementierung der Abschattungsmatrix 200 werden im Folgenden mit Verweis auf Figuren 3 bis 8 im Detail beschrieben.
Fig. 3 zeigt schematisch eine erste Methode a) zur Bestimmung der verfügbaren Leistung des Windparks 1 12 unter Verwendung der Abschattungsmatrix 200. Die mit abgerundeten Ecken ausgeführten Umrahmungen der Figuren fassen schematisch eine hierarchische bzw. strukturelle Zuständigkeit von Windpark, individueller Anlagensteuerung und Parksteuerung bzw. Parkrechner betreffend einzelne Verfahrensschritte bzw. Berechnungen zusammen. Der in Fig. 3 und auch den folgenden Figuren 4 bis 8 gezeigte Windpark 1 12 umfasst neun Windenergieanlagen 100, die in strikter Matrixanordnung angeordnet sind. Dies ist selbstverständlich nur ein sehr einfaches Beispiel eines tatsächlichen Windparks 1 12, die erfindungsgemäße Lehre ist ebenso auf beliebige Windparks übertragbar. Der Windpark 1 12 wird symbolisch durch Wind 130 von links angeströmt, so dass drei Windenergieanlagen 132 frei angeströmt werden. Die weiteren Windenergieanlagen 134 befinden sich im Nachlauf der frei angeströmten Windenergieanlagen 132 und erfahren eine verringerte Windgeschwindigkeit.
In einem ersten Schritt 310 werden aus den Windenergieanlagen 100 die frei angeström- ten Anlagen 132 ausgewählt bzw. bestimmt. Das Bestimmen in Schritt 310 erfolgt in Abhängigkeit der Windrichtung.
Anschließend wird in Schritt 320 eine ungestörte Windgeschwindigkeit und Windrichtung der frei angeströmten Windenergieanlagen 132 bestimmt. Die ungestörte Windgeschwindigkeit und Windrichtung entspricht der Windgeschwindigkeit, die nicht durch den Rotor beeinflusst wird. Sie wird vorzugsweise unter Verwendung des Windschätzers, der im Detail mit Verweis auf Fig. 9 beschrieben wird, ermittelt. Alternativ kann die ungestörte Windgeschwindigkeit auch durch auf der Windenergieanlage angebrachte Anemometer und ähnliches mit geeigneten Korrekturen bestimmt werden.
Die ermittelten ungestörten Windgeschwindigkeiten und Windrichtungen vSchätz l n^ werden in einem Schritt 330 gemittelt, um eine mittlere Windgeschwindigkeit und Windrichtung v frei Mittel zu erhalten. In Fig. 3 ist beispielsweise die Windgeschwindigkeit und Windrichtung als Windvektor dargestellt. Der Mittelwert wird als Summe der Windvektoren, die durch die Anzahl nfrei der frei angeströmten Windenergieanlagen 132 geteilt wird, dargestellt. Es sollte beachtet werden, dass diese Bildung eines Mittelwertes nur ein Beispiel ist und auch andere Funktionen zur Bildung des Mittelwertes analog angewandt werden können. Zusammen mit der mittleren Windgeschwindigkeit und Windrichtung v frei Mittel W'rc' e'ne Leistung im nicht-limitierten Betrieb des Windparks Pnom in einem Schritt 340 verwendet, um unter Berücksichtigung der Abschattungsmatrix 200 wirksame Windgeschwindigkeiten jeder Windenergieanlage vl n zu erhalten. Ein nicht-limitierter Betrieb liegt vor, wenn der Windpark mit erlaubter Maximalleistung und nicht beispiels- weise aufgrund von Netzanforderungen mit einer niedrigeren, gedrosselten Leistung PgeJr betrieben wird.
Alternativ zu sämtlichen Windenergieanlagen können die frei angeströmten Windenergieanlagen 132 ganz oder teilweise von dem Schritten 340 ausgenommen werden und die verfügbare Leistung der frei angeströmten Windenergieanlagen 132 direkt anhand der Leistungskurve für die in Schritt 320 bestimmte Windgeschwindigkeit ermittelt werden, d.h. die in Schritt 320 bestimmte Windgeschwindigkeit entspricht in dieser Ausführungsform der wirksamen Windgeschwindigkeit für die frei angeströmten Windenergieanlagen. In einem Schritt 350 wird die wirksame Windgeschwindigkeit vl n jeder Windenergieanlage aufgrund einer Ausbreitung des Windfeldes durch den Park korrigiert. Eine Durchlaufzeit durch den Park wird beispielsweise als Quotient aus Ausdehnung des Windparks 1 12 in Anströmrichtung zu der Windgeschwindigkeit, beispielsweise der geschätzten Windgeschwindigkeit, bestimmt. Auch andere Möglichkeiten zur Korrektur in Schritt 350 sind möglich. Das Korrigieren in Schritt 350 entspricht einer Parklayout-abhängigen Durchlaufverzögerung durch den Windpark.
Die korrigierten wirksamen Windgeschwindigkeiten werden dann in Schritt 360 anhand der Leistungskurven PLK in anlagenabhängige Leistungswerte übersetzt, aufsummiert und in eine parkverfügbare Leistung Pverfg Park , übertragen. Fig. 4 zeigt schematisch eine zweite Methode b) zum Bestimmen einer verfügbaren Leistung eines Windparks 1 12. Wie in der ersten Methode a) werden gemäß der zweiten Methode b) zunächst in Schritt 310 die frei angeströmten Windenergieanlagen 132 bestimmt und deren Windgeschwindigkeit und Windrichtung in Schritt 320 bestimmt.
Für jede der bestimmten Windgeschwindigkeiten und Windrichtungen der frei angeström- ten Windenergieanlagen wird in Schritt 430 je Windenergieanlage 100 unter Verwendung einer Abschattungsmatrix 200 für einen ungedrosselten Windpark eine wirksame Windgeschwindigkeit vl n l Hf bestimmt. Somit werden in Schritt 430 für jede der n Windenergieanlagen 100 des Windparks 1 12 der Anzahl frei angeströmter Windenergieanlagen nfrei entsprechend wirksame Windgeschwindigkeiten vn n bestimmt. Für jede der Windenergieanlagen wird dann in Schritt 440 ein Mittelwert der wirksamen Windgeschwindigkeiten für diese Windenergieanlage bestimmt und die verfügbare Leistung jeder der Windenergieanlagen anhand deren Leistungskurve für die anlagenindividuell ermittelte mittlere wirksame Windgeschwindigkeit ermittelt. In einer alternativen Ausführung können die frei angeströmten Windenergieanlagen 132 ganz oder teilweise von den Schritten 430 und 440 ausgenommen werden und die verfügbare Leistung der frei angeströmten Windenergieanlagen 132 direkt anhand der Leistungskurve für die in Schritt 320 bestimmte Windgeschwindigkeit ermittelt werden.
Die ermittelten verfügbaren Leistungen Pl n werden in einem Schritt 450 korrigiert, was einer Parklayout-abhängigen Durchlaufverzögerung durch den Windpark wie in Schritt 350 entspricht. Der Unterschied ist lediglich, dass in der zweiten Methode b) die verfügbaren Leistungen Pl n anstelle der ermittelten wirksamen Windgeschwindigkeiten vl n korrigiert werden.
Abschließend werden in Schritt 460 die verfügbaren Leistungen aufsummiert, um die verfügbare Leistung des Windparks 1 12 zu erhalten.
Fig. 5 zeigt schematisch eine dritte Methode c) zur Bestimmung einer verfügbaren Leistung des Windparks 1 12. Im Unterschied zu der ersten Methode a) und zweiten Methode b) werden in der dritten Methode c) in Schritt 510 sämtliche Windenergieanlagen 100 des Windparks 1 12 ausgewählt und deren Windgeschwindigkeit und Windrichtung in Schritt 520 bestimmt. Das Verfahren zur Ermittlung der ungestörten Windgeschwindigkeiten und
Windrichtungen vSchätz l n und Schritt 520 kann dem Verfahren in Schritt 320 entsprechen, das heißt beispielsweise mit Hilfe des Windschätzers, der mit Verweis auf Fig. 9 beschrieben wird, durchgeführt werden.
Die dritte Methode c) ist ein Iterationsverfahren das darauf zielt, eine optimale Korrelation der Windgeschwindigkeit und Richtung für alle Windenergieanlagen zu erlangen. Hierzu wird eine wirksame Parkwindgeschwindigkeit vPark angesetzt und in Schritt 530 für eine gedrosselte Leistung PgeJr anhand der Abschattungsmatrix 200 Modellgeschwindigkeiten jeder Windenergieanlage vModell l n bestimmt. Die sich aus der angesetzten Parkgeschwindigkeit vPark ergebenden modellierten Windgeschwindigkeiten und Windrichtun- gen vModell l n werden mit den ungestörten individuellen Windgeschwindigkeiten und
Windrichtungen vSchätz l n korreliert und in Schritt 540 ein Maß für die Korrelation beider
Größen bestimmt. In dem Beispiel der Fig. 5 wird ein quadratischer Abstand aus beiden bestimmt, der möglichst gering sein soll, um eine optimale Korrelation zu erreichen. Hierzu wird die angesetzte Parkwindgeschwindigkeit vPark solange angepasst, bis die
Korrelation eine bestimmte Güte erreicht. Sämtliche iterative Optimierungsalgorithmen sind alternativ zu dem gezeigten Verfahren der kleinsten Quadrate einsetzbar.
Die optimierte parkwirksame Windgeschwindigkeit vPark wird dann in Schritt 550 unter Berücksichtigung der Abschattungsmatrix 200 und für einen ungedrosselten Windpark mit Leistung Pnom die wirksame Windgeschwindigkeit v. jeder Windenergieanlage bestimmt.
Die parkverfügbare Leistung Pverfg Park kann dann in Schritt 560 anhand der Leistungskurven und der ermittelten wirksamen Windgeschwindigkeiten jeder der Windenergieanlagen bestimmt und aufsummiert werden. Fig. 6 zeigt schematisch eine vierte Methode d) zum Ermitteln der verfügbaren Leistungen Pverfg Park des Windparks 1 12. Die Schritte 510 und 520 entsprechen den in Fig. 5 gezeigten Schritten.
Die individuellen Windgeschwindigkeiten und Windrichtungen vSchätz l n werden in Schritt 630 einer invertierten Abschattungsmatrix 200' zugeführt, um zusammen mit der gedros- selten Leistung PgeJr eine stationäre parkwirksame Windgeschwindigkeit und Windrichtung vPark l n abzuschätzen. Die Abschattungsmatrix 200 wird anlagenindividuell invertiert, um zu der Abschattungsmatrix 200' zu gelangen.
Die je Windenergieanlage abgeschätzte stationäre parkwirksame Windgeschwindigkeit W'rc' 'n Schritt 640 gemittelt, und die gemittelte parkwirksame Windgeschwindig- keit vPark in Schritt 650 unter Verwendung der Abschattungsmatrix 200 für einen unge- drosselten Windpark mit Maximalleistung Pnom zur Bestimmung wirksamer Windgeschwindigkeiten vl n jeder Windenergieanlage verwendet. In Schritt 660 werden dann die wirksamen Windgeschwindigkeiten vl n unter Verwendung der jeweiligen Leistungskurven und anschließendes Aufsummieren zur Bestimmung der verfügbaren Leistung des Windparks Pverfg^Park verwendet.
Fig. 7 zeigt schematisch eine fünfte Methode e) zum Ermitteln der verfügbaren Leistung
Pyerfg Park des Windparks 1 12. Im Unterschied zu der ersten bis vierten Methode ist ein großer Teil der Methode e) auf einer Steuerung der Windenergieanlage 100 implementierbar, da keine Betriebsinformationen der anderen Windenergieanlagen notwendig sind. Genauer können alle unter 710 zusammengefassten Schritte auf der individuellen Windenergieanlage implementiert werden. Jede Windenergieanlage ermittelt basierend auf ermittelten individuellen Windgeschwindigkeiten und Windrichtungen vSchätz j eine verfügbare Leistung Pverfg i unter Berücksichtigung der auf die individuelle Anlage wirkenden
Abschattung, was unter der Klammer 750 als aerodynamischer Parkwirkungsgrad zu- sammengefasst ist. Die anlagenindividuelle Schätzung schließt in Schritt 720 ein Abschätzen unter Verwendung der invertierten Abschattungsmatrix 200' mit gedrosselter
Leistung PgeJr ein, um eine parkwirksame Windgeschwindigkeit vPark abzuschätzen. Mit dieser wird dann in Schritt 730 unter Verwendung der Abschattungsmatrix 200 und der technisch möglichen Leistung oder der Nennleistung Pnom auf die anlagenwirksame Windgeschwindigkeit v. geschlossen. Mit der anlagenwirksamen Windgeschwindigkeit v. wird unter Verwendung der Leistungskurve dann in Schritt 740 die verfügbare Leistung Pverfg i abgeschätzt. Die Parksteuerung 760 muss dann lediglich die von den einzelnen Windenergieanlagen 100 übertragenen Signale der verfügbaren Leistung Pverfg i in
Schritt 770 aufnehmen. Die Abschattungsmatrix 200 und invertierte Abschattungsmatrix 200' kann in dieser Methode e) anlagenindividuell bereitgestellt werden und auf Steuerungen der jeweiligen Windenergieanlagen 100 implementiert sein.
Fig. 8 zeigt eine weitere Methode f), die eine Variation der Methode e) darstellt und anstelle der anlagenindividuellen Geschwindigkeiten vSchätz j die Abschattung basierend auf den Leistungswerten berücksichtigt. Auch in der Methode f) muss die Windparksteue- rung 760 lediglich in Schritt 770 die individuellen von den Anlagen bereitgestellten Signale verfügbare Leistung Pverfg . aufsummieren. Die verbleibenden Schritte können analog zu der Methode e) auf der individuellen Windenergieanlage implementiert sein. In Schritt 810 wird eine verfügbare Leistung basierend auf dem Arbeitspunkt und optional basie- rend auf Sensorsignalen der Windenergieanlage berechnet. Die verfügbare Leistung
Pverfg > die für alle Anlagen individuell berechnet wird, wird zusammen mit der bestimmten
Windrichtung und dem Pitchwinkel in Schritt 820 zur Berücksichtigung der Abschattungs- effekte und zum Bereitstellen einer um Abschattungseffekte korrigierten verfügbaren
Leistung Pverfgti , herangezogen. Die Methode f) fasst einzelne Schritte der Methode e) in einem Schritt 820 zusammen, insbesondere wird die inverse Abschattungsmatrix 200', die auf Basis der gedrosselten Leistung interpoliert wird, und die Abschattungsmatrix 200 der ungedrosselten, maximal technisch möglichen Einspeisung so zusammengefasst, dass der in Methode e) vorhandene Zwischenschritt über die parkweit gültige Windgeschwindigkeit und -Richtung auf der Anlage bzw. dem Parkrechner entfallen kann und lediglich für die (einmalige) Berechnung der Matrizen 200, 200' erforderlich ist.
Für die Abschattungsmatrix erfolgt in Schritt 820 somit eine Zusammenfassung zu einem aerodynamischen Wirkungsgrad, der nur noch implizit von der Windgeschwindigkeit abhängt. Zusätzlich zu dem Pitchwinkel a wird der minimale Pitchwinkel bereitge- stellt, für den die Windenergieanlage im nicht leistungsreduzierten Fall, d.h. bei maximaler technisch möglicher Einspeisung, betrieben würde.
Wie bereits eingangs ausgeführt, ist eine von einem Gondelanemometer bestimmte Windgeschwindigkeit regelmäßig durch Rotoreffekte gestört. Ferner weisen die Messwerte eines Gondelanemometers nur bei Mittelung über lange Zeiträume von 10 Minuten und mehr eine gute Korrelation mit den tatsächlichen Leistungswerten einer WEA auf und sind somit für die Bestimmung der aktuell verfügbaren Leistung nicht besonders gut geeignet, wie auch der Referenz [1] zu entnehmen ist. Zudem hängt die Anemometer- messsung stark von einer Leistungsreduktion und weiteren Einflüssen ab, die nicht oder nur schwer für eine Signalkorrektur herangezogen werden können. Eine zweite Möglichkeit besteht daher, wie ebenfalls eingangs ausgeführt, in der Berechnung der verfügbaren Leistung bzw. der individuellen, ungestörten Windgeschwindigkeit aus der aktuellen Windenergieanlagen-Leistung (z.B. der in den Gleichstromzwischen- kreis eingespeisten Leistung einer Windenergieanlage mit Vollumrichter) und dem Blattwinkel der Windenergieanlage, was im Folgenden unter Verweis auf Fig. 9 beschrieben wird.
Wird eine Windenergieanlage in ihrer Leistung unter die verfügbare Leistung begrenzt, so muss die Zufuhr an mechanischer Leistung reduziert werden. Dies kann durch die Erhöhung des Blattwinkels erfolgen. Die Reduzierung des aerodynamischen Leistungsbeiwertes αρ{λ,α) bei einer Erhöhung des Blattwinkels α hängt dabei im Allgemeinen von der Schnelllaufzahl λ ab.
Wird nun eine Windenergieanlage durch eine bekannte Leistungs- bzw. Drehzahlregelung ständig und auch bei variierenden Windgeschwindigkeiten bei derselben Schnelllaufzahl, insbesondere bei der optimalen Schnelllaufzahl λ t betrieben, so ergibt sich durch die Erhöhung des Blattwinkels gegenüber einem bestimmten optimalen Blattwinkel a t eine feste Leistungsreduzierung. Wenn der leistungsreduzierende Effekt für jeden Blattwinkel bestimmt ist, so kann eine Berechnung der verfügbaren Leistung aus der aktuellen WEA-Leistung P;äi und dem Leistungsreduzierungsbeiwert k(a) = 1 - c (λ t,a)/ c (λ t,a t) nach folgender Formel erfolgen:
Eine konstante Schnelllaufzahl kann jedoch nicht unter allen Betriebsbedingungen gehal- ten werden. Insbesondere bei starker Abregelung kann es zu Abweichungen vom Optimum kommen. Auf Grund des umgekehrt proportionalen Verhältnisses zwischen Leistungsreduzierungsbeiwert und geschätzter verfügbarer Leistung können hier insbesondere bei starker Abregelung schon kleine Abweichungen im angenommenen Leistungsreduzierungsbeiwert zu Fehlern bei der Berechnung der verfügbaren Leistung führen. Zur Lösung wird nun ein Algorithmus vorgeschlagen, der die verfügbare Leistung in Abhängigkeit der Windgeschwindigkeit, und somit an allen Betriebspunkten einer WEA möglichst zuverlässig schätzen kann. Fig. 9 zeigt somit ein Blockschaltbild 1 eines vorgeschlagenen Algorithmus und damit eines vorgeschlagenen Verfahrens zum Bestimmen einer äquivalenten Windgeschwindigkeit vWind , die als ungestörte Windgeschwindigkeit vSchätz gemäß den oben beschriebenen Methoden verwendbar ist. Es kommen darin zwei Beobachter zum Einsatz, die auf Basis bestimmter Messgrößen andere, nicht messbare Werte beobachten bzw. schätzen.
Der in Fig. 9 dargestellte Leistungsbeobachter 2 bestimmt aus der in den Gleichspannungszwischenkreis eingespeisten und gemessenen Leistung PDC und der Rotordrehzahl co die verfügbare interne Leistung als an dem Gleichspannungszwischenkreis verfügbare Leistung Pava DC .
Per Messung werden somit die Größen Drehzahl {co) und Leistung im Gleichstromzwischenkreis (i^,c) erfasst. Die Drehzahl {co) des Generators entspricht, sofern kein Getriebe vorliegt, der Drehzahl des Rotors. Daraus wird mit Hilfe des Zustandsbeobach- ters 2 die verfügbare interne Leistung Pava DC bestimmt bzw. errechnet, die auch als verfügbare aerodynamische Leistung bezogen auf den Zwischenkreis (Pava DC) bezeichnet werden kann, d.h. sie entspricht der aerodynamischen Leistung abzüglich der Generatorverluste, sowie eventuell abzüglich weiterer Verluste wie Reibungs- oder Stromwandlungsverluste.
Der Leistungsbeobachter kann folgende, vereinfachte Systembeschreibung zu Grunde legen, die auch als Beschleunigungsgleichung eines rotierenden Ein-Massensystems bezeichnet werden kann:
CO
In dieser Formel bezeichnet J das Trägheitsmoment der rotierenden Massen der WEA, co die Drehzahl der WEA, Tmech und Pmech das an der Welle durch den Wind entstehen- de Drehmoment bzw. die Leistung, und Tel l Pel das elektro-mechanische Drehmoment bzw. die Leistung des Generators. Mit einem Punkt sind hier wiederum Ableitungen von Größen nach der Zeit kenntlich gemacht. Wird über einen Zeitraum hinweg eine Generatorleistung entnommen, die die mechanische Leistung übersteigt, folgt ein Abbremsen der WEA.
Zum Leistungsbeobachter 2 und ausgehend von obiger Beschleunigungsgleichung eines rotierenden Ein-Massensystems kann folgendes Zustandsraummodell der Windenergieanlage aufgestellt werden, mit den Zustandsvariablen Drehzahl (ω) und mechanisches
Drehmoment (Tmech) :
ω
Von den hier verwendeten Größen kann das mechanische Drehmoment Tmech nicht gemessen werden und soll deshalb über einen Zustandsbeobachter aus den Messdaten errechnet werden. Da darüber hinaus das Drehzahlsignal oft nur in geringer Auflösung und mit niedriger Abtastrate gemessen wird, wird auch für diesen Wert eine Zustandsbe- obachtung vorgeschlagen. Eine geeignete Beobachterstruktur lässt sich wie folgt formulieren, wobei zur weiteren Erläuterung auf die Referenz [4] verwiesen wird:
Hierin sind beobachtete Variablen im Gegensatz zu den gemessenen Eingangsgrößen
p
Drehzahl ω und dem elektrischen Drehmoment Tel = -^- mit Λ gekennzeichnet. PDC ist
CO
die in den Gleichspannungszwischenkreis eingespeiste elektrische Leistung. Die beiden Parameter k0} und kT beeinflussen das dynamische Verhalten und bei einer zeitdiskreten Implementierung auch die Stabilität des Zustandsbeobachters und müssen unter Berücksichtigung dieser Aspekte gewählt werden.
Die Berechnung der aerodynamischen Leistung Pava DC erfolgt über das Produkt aus Drehzahl und Drehmoment. Das entspricht dann der bestimmten verfügbaren internen Leistung Pava DC
Eingangsgrößen für die Bestimmung der verfügbaren internen Leistung Pava DC sind die gemessene, in den Gleichstromzwischenkreis eingespeiste elektrische Leistung PDC sowie die gemessene Windenergieanlagen-Drehzahl ω . Ausgabewert ist dann die verfügbare elektrische Leistung, bezogen auf den Gleichstromzwischenkreis, Pava DC - Dieser Beobachter ist wichtig, da sich die Windenergieanlage unter bestimmten Umständen nicht an einem stationären Betriebspunkt befindet, an dem die Leistung PDC der gerade verfügbaren Windleistung entspricht, sondern im Normalbetrieb fast permanent beschleunigt oder abbremst, und bspw. für eine Netzstützung, bei der Energie aus kineti- scher Energie der Rotation genommen wird, von einer normalen Drehzahl-Leistungs- Kennlinie abweichen kann.
Zu der auf den Gleichstromzwischenkreis bezogenen verfügbaren internen Leistung Pava DC werden die Generatorverluste PrGen hinzu addiert. Diese Verluste können entweder durch Messungen im Betrieb bestimmt werden oder einer Kennlinie für den jeweiligen Generatorarbeitspunkt entnommen werden (ggf. unter Berücksichtigung von Tempera- turmesswerten). Zusätzlich können, falls relevant, auch Reibungs- und Stromwandlungsverluste hinzuaddiert werden. Das Ergebnis dieser Addition ist die verfügbare Generatoreingangsleistung der Windenergieanlage, vereinfachend als Pmech bezeichnet. Für diese Berechnung sollten die für die maximal verfügbare Eingangsleistung erwarteten Generatorverluste anstatt der aktuellen Generatorverluste verwendet werden.
Diese Leistung, sowie die gemessene Windenergieanlagen-Drehzahl ω und der aktuelle Blattwinkel a werden als Eingangswerte für den zweiten Beobachter, den Windbeobachter 4 verwendet. Dieser beobachtet die Windgeschwindigkeit vWind , die bei dem aktuellen
Blattwinkel a zu der verfügbaren Leistung führt. Prinzipiell geht es hierbei um eine Lösung v für die Gleichung
Pmech = pAv'Cp( ,a) worin Pmech als durch den Leistungsbeobachter 2 als bekannt angenommen wird, p die
Luftdichte, A die Rotorfläche und Cp(Ä,a) den Leistungsbeiwert in Abhängigkeit der
Schnelllaufzahl λ und des Blattwinkels a bezeichnen. Hierbei handelt es sich um eine nichtlineare Gleichung, in die die Windgeschwindigkeit v direkt und indirekt über die
Schnelllaufzahl λ = ^- eingeht ( ω bezeichnet wiederum die Windenergieanlagen- v
Drehzahl in rad I 's und R den Radius des aerodynamischen Rotors). Verschiedene Lösungen dazu sind bekannt aus der Referenz [2].
Auf Grund der nichtlinearen Eigenschaften der Gleichung hat sich ein nichtlinearer Ansatz zur Bestimmung der Windgeschwindigkeit als Grundlage für den Windbeobachter als vorteilhaft herausgestellt und dazu wird auf die Referenzen [2,3] verwiesen, der unter dem Begriff Immersion and Invariance geführt wird.
Im Gegensatz zu den Referenzen [2] und [3] wird jedoch in der hier vorgeschlagenen Lösung nicht die gemessene elektrische Windenergieanlagen-Leistung als Eingangsgröße für den Windbeobachter 4 verwendet, sondern die über den Leistungsbeobachter 2 bestimmte bzw. errechnete verfügbare interne Leistung. Dies ist wichtig für die korrekte, zumindest gewünschte Funktionsweise des Windbeobachters 4 im transienten Betrieb der Windenergieanlage (d.h. bei starkem Beschleunigen oder Abbremsen, bspw. für eine Netzstützung, bei der Energie aus kinetischer Energie der Rotation genommen wird).
Vorzugsweise gibt der Windbeobachter 4 auch noch die verfügbare Leistung Pava (θίορ,,λορί) der Windenergieanlage aus. Das ist die Leistung, die bei der durch den
Windbeobachter 4 bestimmten äquivalenten Windgeschwindigkeit vWind von der Windenergieanlage erzeugt werden könnte, wenn der optimale Blattwinkel aopt und die optimale Schnelllaufzahl λ t eingestellt wären. Das lässt sich bspw. basierend auf der äquivalenten Windgeschwindigkeit vWind und unter Berücksichtigung bekannter Zusammenhänge zwischen Wind und erzeugter Leistung bei den genannten Bedingungen (optimaler Blattwinkel aopt und die optimale Schnelllaufzahl λ t ) berechnen. Dafür kann bspw. eine entsprechende Kennlinie hinterlegt sein. Zusätzlich wird vorgeschlagen, die aktuelle Schnelllaufzahl λ auszugeben, die sich aus der Windgeschwindigkeit, Drehzahl und dem Rotordurchmesser berechnen lässt. Die angegebene verfügbare Leistung Pverf (ocopt,Äopt) wäre die nicht um Parkeffekte korrigierte verfügbare Leistung. Während beispielhaft die Methoden a) bis e) direkt auf der bestimmten äquivalente Windgeschwindigkeit vWind als Eingangsgröße für die Bestimmung der parkverfügbaren Leistung beruhen, kann die Methode f) auf der verfügbaren Leistung Pverf (θίορ,,λορί) beruhen.
Die vorgeschlagene Lösung kann eingesetzt werden für Anwendungen positiver und negativer Regelenergie mit Windenergie, sowohl primärer Regelenergie als auch sekundärer Regelenergie. Hier kann besonders die verbesserte Genauigkeit wichtig sein. Die Lösung kann als Ersatz eines zweiten Gondelanemometers Verwendung finden.
Durch die korrekte Bestimmung der ungestörten Windgeschwindigkeit, zumindest Bestimmung mit hoher Genauigkeit, lässt sich in vielen Betriebszuständen die maximale verfügbare Leistung der Windenergieanlage berechnen. Dies erlaubt die korrekte, zumindest relativ genaue Bestimmung z.B. von erbrachter negativer Regelleistung, bei der eine Windenergieanlage oder ein Windpark ihre Leistung um einen bestimmten Wert unter die verfügbare Leistung reduzieren müssen. Weiterhin ließe sich evtl. die Anforderung nach einem zweiten Windmessgerät, z.B. für die Erfüllung sicherheitsgerichteter Anforderungen über Software anstatt über Hardware lösen.
Die vorgeschlagene Lösung ist zumindest eine Verbesserung zu vorbekannten Lösungen. Das Kernproblem der Bestimmung der Windgeschwindigkeit besteht in der Lösung der aerodynamischen Leistungsgleichung:
Pmech = , {
worin p die Luftdichte, A die Rotorfläche, die synonym auch als Rotorblattfläche bezeichnet werden kann, v die Windgeschwindigkeit und Cp(Ä,a) den Leistungsbeiwert als Funktion der Schnelllaufzahl λ und des Blattwinkels a bezeichnet. Obwohl diese Gleichung strenggenommen die mechanische Leistung des Rotors am Generatorrotor bezeichnet, lässt sie sich doch näherungsweise aus der gemessenen elektrischen Leistung und den geschätzten oder berechneten Generatorverlusten bestimmen und kann somit als bekannt vorausgesetzt werden, jedoch als mit Rauschen behaftete Größe. Die Schwierigkeit in der Lösung dieser Gleichung nach der Unbekannten v liegt nun in dem doppelten Eingang der Variablen in die Gleichung sowohl direkt (v3) als auch über die co R
Schnelllaufzahl λ =— -— ( com bezeichnet wiederum die Windenergieanlagen-Drehzahl v
in rad/s).
Eine numerisch effiziente und gleichzeitig genaue Lösung gemäß Referenz [2] kann über einen Beobachter nach dem Prinzip„Immersion and Invariance" erreicht werden, wie in Referenz [3] gezeigt ist. Dazu wird folgendes Zustandsgleichungssystem implementiert: vw = + y m , (3)
Worin Φ(ωΛ) = J das Trägheitsmoment des Windener
gieanlagen-Rotors, Pmech die durch den Leistungsbeobachter geschätzte verfügbare DC- Leistung des Generators zuzüglich der Generatorverluste, γ > 0 ein einstellbarer Adaptionsparameter des Filters, p den Luftdruck, A die Rotorfläche und r den Rotorradius der WEA bezeichnen. Die Ableitung der Variable vw ! nach der Zeit ist mit einem Punkt gekennzeichnet.
Durch numerische Lösung dieses Zustandsgleichungssystems werden die Ausgangswerte des Windbeobachters berechnet. Dabei bildet die in Gleichung (3) berechnete Variable vw die geschätzte Windgeschwindigkeit vWind . Die geschätzte
Schnelllaufzahl λ ergibt sich dann aus der gemessenen Drehzahl und der geschätzten Windgeschwindigkeit nach der oben genannten Gleichung. Die verfügbare Leistung ergibt sich nach Lösung von Gleichung (1 ) sowie unter Berücksichtigung von in der Windenergieanlage an dem geschätzten optimalen Arbeitspunkt anfallenden Verlusten sowie von etwaigen technischen oder operativen Beschränkungen, die eine Begrenzung dieser verfügbaren Leistung zur Folge haben können. Eine entscheidende Veränderung des hier beschriebenen Windbeobachters gegenüber der in Referenz [3] beschriebenen Lösung besteht in der Verwendung einer durch einen separaten Beobachter geschätzten verfügbaren Leistung für die Berechnung von vw !
(Gleichung (2)). In Referenz [3] wird stattdessen direkt die gemessene elektrische Leis- tung bzw. das elektrische Drehmoment verwendet, unter der Annahme, dass die Windenergieanlage im Teillastbereich stets in der Nähe ihres optimalen Betriebspunktes betrieben wird. In der Praxis besteht jedoch auf Grund von Beschleunigungs- und Abbremsvorgängen bei variabler Windgeschwindigkeit, und z.T. auch gewollt auf Grund von bestimmten Anforderungen wie der Netzfrequenzstützung bei der Energie aus kinetischer Energie der Rotation genommen wird eine signifikante Abweichung zwischen der aktuellen elektrischen Leistung und der im optimalen Betriebspunkt erreichbaren Leistung, bzw. der im Wind verfügbaren Leistung, so dass eine separate Bestimmung der verfügbaren Leistung vor der Lösung der aerodynamischen Leistungsgleichung über den Windbeobachter zur akkuraten Bestimmung der Windgeschwindigkeit in allen Betriebspunkten vorgeschlagen wird.
Eine weitere Abweichung gegenüber der in Referenz [3] dargestellten Lösung besteht in der Berücksichtigung des aktuellen Blattwinkels a in der Bestimmung des Leistungsbeiwertes Cp(A,a). Dies ist von entscheidender Bedeutung für die Verwendung des Windbeobachters zur Bestimmung der maximal möglichen Leistung, da im abgeregelten Betrieb einer Windenergieanlage der Blattwinkel in der Regel höher ist als der optimale Blattwinkel. Somit ist zur Bestimmung der maximal verfügbaren Leistung die durch den Windbeobachter geschätzte Windgeschwindigkeit sowie die Berechnung des Leistungsbeiwertes für diese Windgeschwindigkeit sowie den optimalen Blattwinkel cropt sowie einer optimalen
Schnelllaufzahl op , sowie die Lösung der aerodynamischen Leis- tungsgleichung (1 ) mit der geschätzten Windgeschwindigkeit und dem optimalen
Cp( pt,aopt) vortei|haft
Ein alternatives aber aufwändiges Modell ist beispielsweise aus der Referenz [5] bekannt.
Es wird somit eine Verbesserung der Genauigkeit der Bestimmung der verfügbaren Leistung bei starker Abregelung geschaffen.
Besondere Vorteile der mit Verweis auf Fig. 9 gezeigten Lösung können bestehen in der Bestimmung der verfügbaren Leistung an möglichst allen Arbeitspunkten, an denen die Windenergieanlage in Betrieb ist,
Berücksichtigung von Betriebszuständen, an denen die Windenergieanlage von ihrem stationären Arbeitspunkt abweicht, u.a. bei Erbringung von Netzdienstleis- tungen ,
Bestimmung der äquivalenten Windgeschwindigkeit in der Rotorebene ohne zusätzliche Sensorik und außerdem bei entsprechender Implementierung hochgenaue Bestimmung von Drehzahl und Beschleunigung der Windenergieanlage. In Zusammenschau mit den Methoden, die in Fig. 3 bis Fig. 8 beschrieben sind, lässt sich in Kombination eine besonders gute, einfache und genaue Bestimmung der verfügbaren Parkleistung erzielen.
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Claims

Ansprüche
1. Verfahren zum Bestimmen einer verfügbaren Leistung eines Windparks (1 12), wobei der Windpark mehrere Windenergieanlagen (100) mit einem Rotor (106) mit in ihrem Blattwinkel verstellbaren Rotorblättern (108) umfasst, wobei das Verfahren um- fasst:
Bereitstellen oder Verwenden einer Abschattungsmatrix (200), die wenigstens eine wirksame Windgeschwindigkeit jeder der Windenergieanlagen (100) des Windparks (1 12) als Funktion zumindest einer Windgeschwindigkeit und Windrichtung sowie einer Windparkdrosselung unter Verwendung eines Park-Nachlauf-Modells bestimmt, wobei die verfügbare Leistung des Windparks (1 12) basierend auf der wirksamen Windgeschwindigkeit bestimmt wird.
2. Verfahren nach Anspruch 1 , wobei das Verfahren zur Bestimmung der verfügbaren Leistung des Windparks (1 12) die folgenden Schritte umfasst:
Bestimmen (310) der frei angeströmten Windenergieanlagen (132) für eine bestimmte Windrichtung,
Ermitteln (330) einer mittleren Windgeschwindigkeit und Windrichtung als ein Mittelwert der ungestörten Windgeschwindigkeiten und Windrichtungen der frei angeströmten Windenergieanlagen (132),
Ermitteln einer wirksamen Windgeschwindigkeit jeder Windenergieanlage zumindest für jede der nicht frei angeströmten Windenergieanlagen aus der mittleren Windgeschwindigkeit und Windrichtung unter Berücksichtigung der Abschattungsmatrix (200) für einen ungedrosselten Windpark,
Ermitteln einer verfügbaren Leistung jeder der Windenergieanlagen anhand deren Leistungskurve und der ermittelten wirksamen Windgeschwindigkeit und
Ermitteln (360) der verfügbaren Leistung des Windparks durch Aufsummieren der verfügbaren Leistungen jeder der Windenergieanlagen.
3. Verfahren nach Anspruch 1 , wobei das Verfahren zur Bestimmung der verfügbaren Leistung des Windparks (1 12) die folgenden Schritte umfasst:
Bestimmen (310) der frei angeströmten Windenergieanlagen für eine bestimmte Windrichtung,
Bestimmen (320) einer Windgeschwindigkeit und Windrichtung sämtlicher der frei angeströmten Windenergieanlagen,
Ermitteln (430) wirksamer Windgeschwindigkeiten zumindest jeder der nicht frei angeströmten Windenergieanlagen unter Berücksichtigung der Abschattungsmatrix für einen ungedrosselten Windpark für jede der bestimmten Windgeschwindigkeiten und Windrichtungen der frei angeströmten Windenergieanlagen,
Ermitteln (440), je zumindest jeder der nicht frei angeströmten Windenergieanlagen, einer anlagenindividuellen mittleren wirksamen Windgeschwindigkeit als ein Mittelwert der je frei angeströmter Windenergieanlage ermittelten wirksamen Windgeschwindigkeiten,
Ermitteln (440) einer verfügbaren Leistung jeder der Windenergieanlagen anhand deren Leistungskurve und der anlagenindividuell ermittelten mittleren wirksamen Windgeschwindigkeit und
Ermitteln (460) der verfügbaren Leistung des Windparks durch Aufsummieren der verfügbaren Leistungen jeder Windenergieanlage.
4. Verfahren nach Anspruch 1 , wobei das Verfahren zur Bestimmung der verfügbaren Leistung des Windparks (1 12) die folgenden Schritte umfasst:
Ermitteln (520) von individuellen Windgeschwindigkeiten und Windrichtungen der Windenergieanlagen (100),
Berechnen (530) von modellierten Windgeschwindigkeiten und Windrichtungen ausgehend von einer angesetzten parkwirksamen Windgeschwindigkeit und Windrichtung unter Berücksichtigung der Abschattungsmatrix und der Windparkdrosselung,
Optimieren (540) der angesetzten parkwirksamen Windgeschwindigkeit und Windrichtung basierend auf einem Vergleich der individuellen Windgeschwindigkeiten und Windrichtungen und der modellierten Windgeschwindigkeiten und Windrichtungen,
Ermitteln (550) der wirksamen Windgeschwindigkeit jeder Windenergieanlage aus der optimierten parkwirksamen Windgeschwindigkeit und Windrichtung unter Berücksichtigung der Abschattungsmatrix für einen ungedrosselten Windpark und
Ermitteln (560) einer verfügbaren Leistung jeder der Windenergieanlagen (100) anhand deren Leistungskurve und der ermittelten wirksamen Windgeschwindigkeit und
Ermitteln (560) der verfügbaren Leistung des Windparks (1 12) durch Aufsummieren der verfügbaren Leistungen jeder der Windenergieanlagen (100).
5. Verfahren nach Anspruch 1 , wobei das Verfahren zur Bestimmung der verfügbaren Leistung des Windparks (1 12) die folgenden Schritte umfasst:
Ermitteln (520) von individuellen Windgeschwindigkeiten und Windrichtungen der Windenergieanlagen (100),
Invertieren (630) der Abschattungsmatrix für jede der Windenergieanlagen, um basierend auf der individuellen Windgeschwindigkeit und Windrichtung der jeweiligen Windenergieanlage und der Windparkdrosselung eine stationäre parkwirksame Windgeschwindigkeit und Windrichtung abzuschätzen,
Mitteln (640) aller abgeschätzten parkwirksamen Windgeschwindigkeiten und Windrichtungen,
Ermitteln (650) der wirksamen Windgeschwindigkeit jeder Windenergieanlage (100) aus der gemittelten parkwirksamen Windgeschwindigkeit und Windrichtung unter Berücksichtigung der Abschattungsmatrix für einen ungedrosselten Windpark und
Ermitteln (660) einer verfügbaren Leistung jeder der Windenergieanlagen (100) anhand deren Leistungskurve und der ermittelten wirksamen Windgeschwindigkeit und
Ermitteln (660) der verfügbaren Leistung des Windparks durch Aufsummieren der verfügbaren Leistungen jeder der Windenergieanlagen (100).
6. Verfahren nach Anspruch 1 , wobei das Verfahren zur Bestimmung der verfügbaren Leistung des Windparks (1 12) die folgenden Schritte umfasst:
Bestimmen (520) einer Windgeschwindigkeit und Windrichtung für jede der Windenergieanlagen,
Invertieren (720) der Abschattungsmatrix für jede der Windenergieanlagen, um basierend auf der individuellen Windgeschwindigkeit und Windrichtung der jeweiligen Windenergieanlage und der Windparkdrosselung eine stationäre parkwirksame Windgeschwindigkeit und Windrichtung abzuschätzen,
Ermitteln (730) der wirksamen Windgeschwindigkeit jeder Windenergieanlage aus der jeweils geschätzten stationären parkwirksamen Windgeschwindigkeit und Windrichtung unter Berücksichtigung der Abschattungsmatrix für einen ungedrosselten Windpark und
Ermitteln (740) einer verfügbaren Leistung jeder der Windenergieanlagen anhand deren Leistungskurve und der jeweiligen ermittelten wirksamen Windgeschwindigkeit und
Ermitteln (770) der verfügbaren Leistung des Windparks durch Aufsummieren der verfügbaren Leistungen jeder der Windenergieanlagen.
7. Verfahren nach Anspruch 6, wobei Schritte des Verfahrens zusammenfasst werden, wodurch die Bestimmung einer oder mehrerer der Zwischengrößen entfallen kann.
8. Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche, das weiter aufweist:
Bestimmen einer Windgeschwindigkeit und Windrichtung, die im Mittel auf den Rotor einer Windenergieanlage wirken, auf Basis eines Arbeitspunktes der Windenergieanlage für wenigstens eine der Windenergieanlagen.
9. Verfahren nach Anspruch 8, wobei die im Mittel auf den Rotor der Windenergieanlage wirkende Windgeschwindigkeit durch wenigstens eine der folgenden Methoden bestimmt wird:
Interpolation aus mindestens dreidimensionalen Tabellen der Windge- schwindigkeit als Funktion einer Drehzahl, einer aerodynamischen Leistung und einem Pitchwinkel,
Iteration basierend auf einem Kennfeld in Abhängigkeit einer Schnelllaufzahl und einem Pitchwinkel.
10. Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche, das weiter aufweist:
Korrigieren (350) der Windgeschwindigkeit und Windrichtung, insbesondere einer gemittelten Windgeschwindigkeit und Windrichtung, und/oder der verfügbaren Leistung für wenigstens eine der Windenergieanlagen (100) aufgrund einer Ausbreitung des Windfeldes durch den Park (1 12).
1 1. Verfahren nach Anspruch 10, wobei das Korrigieren in Form eines gewichteten, gleitenden Mittelwertes erfolgt.
12. Verfahren nach Anspruch 1 1 , wobei der gleitende Mittelwert abhängig von einer Durchlaufzeit, insbesondere einem Mittel der Windgeschwindigkeit, angepasst wird.
13. Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche, wobei das Verfahren wenigstens zwei der Methoden gemäß den Ansprüchen 2 bis 6 implementiert und eine Vergleichsprüfung zwischen den wenigstens zwei Methoden ermöglicht und/oder in Abhän- gigkeit eines Parameters eine der implementierten Methoden auswählt.
14. Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche, wobei die Abschattungsmatrix (200) je Windenergieanlage (100) als Tabelle in Abhängigkeit der parkwirksamen Windgeschwindigkeit und -Richtung sowie einer maximalen Parkleistung hinterlegt wird.
15. Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche, wobei die Abschattungsmatrix (200) alternativ oder zusätzlich zu der maximalen Parkleistung von einer maximalen Anlagenleistung bestimmt wird.
16. Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche, wobei das Park-Nachlauf- Modell adaptiv ist, insbesondere ein selbstlernendes Verfahren zur Anpassung an Veränderungen der Umgebung und/oder zur Korrektur von Fehlern des Park-Nachlauf-Modells umfasst.
17. Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche, wobei verschiedene Abschat- tungsmatrizen (200) basierend auf verschiedenen Park-Nachlauf-Modellen bereitgestellt werden, wobei eine der Abschattungsmatrizen (200) basierend auf einem Parameter, insbesondere einem für eine atmosphärische Stabilität indikativen Parameter, ausgewählt wird, oder zwischen verschiedenen Abschattungsmatrizen interpoliert wird.
18. Verfahren nach Anspruch 17, wobei die verschiedenen Park-Nachlauf-Modelle auf jeweils verschiedenen Wake-Decay-Konstanten basieren.
19. Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche, wobei das Verfahren eine Tiefpassfilterung zur Fehlerkorrektur, insbesondere in der abgeschätzten verfügbaren
Leistung, aufweist.
20. Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche, wobei die verfügbare Leistung des Windparks (1 12) im Wesentlichen in Echtzeit bereitgestellt wird.
21. Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche, wobei beim Ermitteln der verfügbaren Leistung einer der Windenergieanlagen (100) die Luftdichte, vorzugsweise bestimmt durch den Luftdruck und / oder die Temperatur, berücksichtigt wird.
22. Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche, wobei eine wirksame Windrichtung jeder Windenergieanlage unter Berücksichtigung der Abschattungsmatrix (200) ermittelt wird.
23. Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche, wobei die Verluste eines Netzes (1 14) des Windparks (1 12) berücksichtigt werden.
24. Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche, wobei weitere Begrenzungen der Windenergieanlagen des Windparks (1 12), insbesondere Begrenzungen, die nicht netz- oder regelleistungsseitig begründet sind, berücksichtigt werden, einschließlich solche aus technischen Gründen, Wartung, schallreduziertem Betrieb und/oder Schat-
5 tenwurf.
25. Windpark mit mehreren Windenergieanlagen (100), wobei der Windpark (1 12) eine Steuerung aufweist, dadurch gekennzeichnet, dass die Steuerung zur Durchführung des Verfahrens nach einem der vorstehenden Ansprüche eingerichtet ist.
o
26. Windenergieanlage eines Windparks nach Anspruch 24, wobei die Windenergieanlage (100) eine Steuerung aufweist, dadurch gekennzeichnet, dass die Steuerung zur Ermittlung einer verfügbaren Leistung nach Anspruch 6 oder Anspruch 7 ausgebildet ist. 5
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