DE102018116299A1

DE102018116299A1 - Verfahren zum Einspeisen elektrischer Leistung in ein elektrisches Versorgungsnetz

Info

Publication number: DE102018116299A1
Application number: DE102018116299.5A
Authority: DE
Inventors: Johannes Brombach; Swantje Amelsberg
Original assignee: Wobben Properties GmbH
Current assignee: Wobben Properties GmbH
Priority date: 2018-07-05
Filing date: 2018-07-05
Publication date: 2020-01-09
Also published as: US11239662B2; WO2020008033A1; CN112368903A; EP3818614A1; US20210296899A1

Abstract

Verfahren zum Einspeisen elektrischer Leistung (P_WEA) in ein elektrisches Versorgungsnetz mittels wenigstens einer eine Leistungssteuerung (150) und einen Generator aufweisenden Windenergieanlage (100), umfassend die Schritte: Erstellen eines elektrischen Leistungsgradienten (dP_{A_elek}/dt) für eine zu erzeugende elektrische Leistung (P_{A_elek}) der Windenergieanlage (100), wobei der Leistungsgradient (dP_{A_elek}/dt) wenigstens: mittels eines Verstetigungsoperators (V) begrenzt ist oder mittels eines Prädiktionsoperators (P) so erstellt wird, dass der elektrische Leistungsgradient (dP_{A_elek}/dt) ungleich einem prognostizierten Windleistungsgradienten (dPw/dt) ist, Einstellen des erstellten elektrischen Leistungsgradienten (dP_{A_elek}/dt) in der Leistungssteuerung (180) der Windenergieanlage (100), Erzeugen einer elektrischen Leistung (P_{A_elek}) mittels der Windenergieanlage (100) in Abhängigkeit des erstellten elektrischen Leistungsgradienten (dP_{A_elek}/dt) für einen Einspeisezeitraum ([t_E1; t_E2]) mit einer Einspeisezeit (Δt_E).

Description

Die vorliegende Erfindung betrifft ein Verfahren zum Einspeisen elektrischer Leistung in ein elektrisches Versorgungsnetz. Weiterhin betrifft die vorliegende Erfindung eine Windenergieanlage sowie einen Windpark, die jeweils zur Durchführung eines solchen Verfahrens eingerichtet sind.
Üblicherweise erzeugen Windenergieanlagen in Abhängigkeit eines vorherrschenden Windes eine elektrische Leistung und speisen diese in ein elektrisches Versorgungsnetz ein. Dies bedeutet insbesondere, dass die von einer Windenergieanlage eingespeiste elektrische Leistung mit den vorherrschenden Windverhältnissen korreliert.
Während eines Betriebes der Windenergieanlage können sich die vorherrschenden Windverhältnisse aber auch schlagartig ändern, beispielsweise durch ein Auftreten einer Windböe oder das Aufziehen eines Sturmes.
In solchen Fällen erzeugt die Windenergieanlage dann schlagartig mehr elektrische Leistung und speist diese dann auch so in das elektrische Versorgungsnetz ein.
Windenergieanlagen weisen also im Falle von Windböen oder Stürmen besonders steile Leistungsgradienten auf, die sie direkt auf das elektrische Versorgungsnetz geben.
Diese steilen Leistungsgradienten können dann im elektrischen Versorgungsnetz Netzrückwirkungen verursachen oder in kleinen (Insel-)Netzen sogar zu einem Netzzusammenbruch führen.
Aufgabe der vorliegenden Erfindung ist es somit, zumindest eines der oben genannten Probleme zu adressieren. Insbesondere soll eine Lösung vorgeschlagen werden, die es ermöglicht, auch bei schlagartigen Änderungen der vorherrschenden Windverhältnisse eine Windenergieanlage so am elektrischen Versorgungsnetz zu betreiben, dass keine bzw. nur geringe Netzrückwirkungen entstehen. Zumindest soll aber eine Alternative zu bisher bekannten Lösungen vorgeschlagen werden.
Erfindungsgemäß wird somit ein Verfahren zum Einspeisen elektrischer Leistung in ein elektrisches Versorgungsnetz gemäß Anspruch 1 vorgeschlagen.
Das erfindungsgemäße Verfahren zum Einspeisen elektrischer Leistung in ein elektrisches Versorgungsnetz mittels wenigstens einer eine Leistungssteuerung und einen Generator aufweisenden Windenergieanlage, umfasst somit die Schritte: Erstellen eines elektrischen Leistungsgradienten für eine zu erzeugende elektrische Leistung der Windenergieanlage, wobei der Leistungsgradient wenigstens mittels eines Verstetigungsoperators begrenzt ist oder mittels eines Prädiktionsoperators so erstellt wird, dass der elektrische Leistungsgradient ungleich einem prognostizierten Windleistungsgradienten ist, Einstellen des erstellten elektrischen Leistungsgradienten in der Leistungssteuerung der Windenergieanlage und Erzeugen einer elektrischen Leistung mittels der Windenergieanlage in Abhängigkeit des erstellten elektrischen Leistungsgradienten für einen Einspeisezeitraum mit einer Einspeisezeit.
Es wird somit insbesondere vorgeschlagen, die Leistungsgradienten einer Windenergieanlage mittels eines Verstetigungsoperators oder eines Prädiktionsoperators zu begrenzen.
Hierzu weist die Windenergieanlage wenigstens eine Leistungssteuerung auf, die dazu eingerichtet ist, die von der Windenergieanlage erzeugte und an das elektrische Versorgungsnetz abgegebene elektrische Leistung einzustellen, insbesondere zu begrenzen, und zwar insbesondere mittels eines einstellbaren bzw. vorgebbaren Operators bzw. Parameters.
Die Leistungssteuerung kann hierfür bspw. ein Gradientenbegrenzungsmodul aufweisen und in einer Steuereinheit angeordnet sein, die dazu eingerichtet ist, die Ausgangsleistung der Windenergieanlage einzustellen, insbesondere mittels eines Vollumrichters bereitzustellen.
Ferner ist die Leistungssteuerung dazu eingerichtet, einen Leistungsgradienten in Abhängigkeit eines Verstetigungsoperators oder eines Prädiktionsoperators einzustellen.
Unter einem Verstetigungsoperator ist dabei insbesondere ein Operator zu verstehen, der in der Leistungssteuerung eingestellt werden kann und der dazu eingerichtet ist, die von der Windenergieanlage abgegebene elektrische Leistung, insbesondere nach der Zeit, zu verstetigen. Bspw. ist der Verstetigungsoperator ein einstellbarer Parameter, der mit einem Leistungssollwert für einen Vollumrichter multipliziert wird, wobei der Parameter Werte zwischen 0 und 1 annehmen kann. In einem solchen Fall würde bspw. die Vollumrichtersteuerung einen Leistungsgradienten für den Vollumrichter in Abhängigkeit einer Windböe ermitteln und dieser würde mit einem Wert zwischen 0 und 1 multipliziert werden. Dies würde dazu führen, dass der Vollumrichter einen kleineren Leistungsgradienten aufweist, als er eigentlich in Abhängigkeit der Windböe aufweisen würde. Es wird also bevorzugt eine Gradientenbeschränkung mit Leistungsbeschränkung vorgeschlagen, die bevorzugt mit einer Vorhalteleistung und Ausnutzung der Massenträgheit des Rotors kombiniert wird, insbesondere um die Einspeisung der Windenergieanlage zu verstetigen. Bevorzugt wird der Verstetigungsoperator dabei so gewählt, dass der Verstetigungsoperator die von der Windenergieanlage erzeugte und in das elektrische Versorgungsnetz eingespeiste elektrische Leistung verstetigt bzw. vergleichmäßigt.
Unter einem Prädiktionsoperator ist ferner insbesondere ein Operator zu verstehen, der in der Leistungssteuerung eingestellt werden kann und dazu eingerichtet ist, die von der Windenergieanlage abgegebene elektrische Leistung, insbesondere nach der Zeit, so zu steuern, dass eine aufkommende Windveränderung berücksichtigt wird. Bspw. weist die Windenergieanlage oder der die Windenergieanlage aufweisende Windpark ein LIDAR-System auf, welches mittels Laserstrahlen eine Fernmessung durchführt. Das LIDAR-System sieht dann bspw. eine Windböe ankommen. Hieraufhin wird der Prädiktionsoperator so eingestellt, dass die Windenergieanlage bereits vor Eintreffen der Windveränderung ihre Leistung erhöht bzw. ihre an das elektrische Versorgungsnetz abgegebene elektrische Leistung anhebt. Die Windenergieanlage erzeugt dann bspw. eine elektrische Leistung, die größer ist als eine elektrische Leistung, die dem vorherrschenden Wind entnehmbar ist. Dieses Leistungsdefizit kann dann bspw. unter Zuhilfenahme der Massenträgheit des Rotors bzw. des Rotor-Generator-Systems ausgeglichen werden. Anstatt des LIDAR-Systems kann aber auch ein anderes vorgelagertes Windbestimmungssystem verwendet werden, bspw. ein Windmast oder eine andere Windenergieanlage.
In einer bevorzugten Ausführungsform wird der Prädiktionsoperator ebenfalls so eingestellt, dass der Prädiktionsoperator die von der Windenergieanlage erzeugte und in das elektrische Versorgungsnetz eingespeiste elektrische Leistung verstetigt bzw. vergleichmäßigt.
Der Prädiktionsoperator hat somit insbesondere denselben technischen Effekt wie der Verstetigungsoperator, nämlich die von der Windenergieanlage abgegebene elektrische Leistung nach der Zeit zu begrenzen bzw. die Leistungsabgabe der Windenergieanlage zu verstetigen.
Vorteilhaft hierbei ist, dass die Windenergieanlage keine steilen Leistungsgradienten aufweist und die Windenergieanlage somit besonders schonend am elektrischen Versorgungsnetz betrieben werden kann. Dies ist besonders vorteilhaft im Bereich der kleinen bzw. schwachen elektrischen Versorgungsnetze, da starke Leistungsschwankungen hier besonders großen, negativen Einfluss auf die Stabilität des elektrischen Versorgungsnetzes haben können.
Vorzugsweise umfasst das Verfahren ferner den Schritt: Prognostizieren wenigstens eines Windleistungsgradienten eines zukünftig vorherrschenden Windes in einem Rotorfeld der Windenergieanlage für einen Prognosezeitraum mit einer Prognosezeit in Abhängigkeit wenigstens eines erfassten Windparameters.
Es wird somit ferner vorgeschlagen, dass ein Windleistungsgradient prognostiziert wird, also eine Veränderung des Windes nach der Zeit. Ein solcher Windleistungsgradient kann bspw. in Abhängigkeit der Windgeschwindigkeit bestimmt werden. Bspw. wird hierfür die Windgeschwindigkeit fortlaufend erfasst und mittels einer Analyse, die eine mittlere Windgeschwindigkeit berücksichtigt, bewertet, insbesondere danach, ob eine Windböe oder schlagartige Windverhältnisänderung aufkommt.
Der Windleistungsgradient wird dabei bevorzugt für ein Rotorfeld der Windenergieanlage bestimmt und dort insbesondere für einen Prognosezeitraum in Abhängigkeit wenigstens eines erfassten Windparameters prognostiziert. Es wird also vorgeschlagen, die Prognose gezielt auf den Ertrag der einzelnen Windenergieanlage bzw. des Windparks zu richten.
Beispielsweise wird auf der Windenergieanlage eine Windstärke oder ein Luftdruck erfasst. Hieraus wird ein Leistungswert für ein Rotorfeld der Windenergieanlage für einen ersten Zeitpunkt ermittelt. Anschließend wird der Vorgang für einen zweiten Zeitpunkt wiederholt. Aus diesen beiden so ermittelten Werten wird dann ein Windleistungsgradient für einen Zeitraum bestimmt, in dessen Abhängigkeit der Prädiktionsoperator eingestellt wird, insbesondere um die Leistungsabgabe der Windenergieanlage zu vergleichmäßigen. Alternativ oder zusätzlich kann der so bestimmte Windleistungsgradient mit einem mittleren Windleistungsgradienten abgeglichen werden, um den Prädiktionsoperator einzustellen.
In einer bevorzugten Ausführungsform wird der Windparameter, bspw. die Windgeschwindigkeit, ferner wiederholt erfasst bzw. dauerhaft gemessen.
Beispielsweise wird durchgehend die Windgeschwindigkeit erfasst und daraus für ein gleitendes Zeitfenster von beispielsweise 50 Sekunden ein Windleistungsgradient, also eine Veränderung der Windgeschwindigkeit nach der Zeit, bestimmt, wobei dieser Windleistungsgradient in die Zukunft extrapoliert wird, um einen weiteren Windleistungsgradienten zu prognostizieren. Beispielsweise wird erfasst, dass sich die Windgeschwindigkeit kontinuierlich mit 0,1 m/s pro Minute erhöht. Aus diesem Wert wird dann prognostiziert, dass sich ebenfalls für die nächste Minute die Windgeschwindigkeit jeweils mit 0,1 m/s pro Minute erhöht. In Abhängigkeit dieser Prognose wird dann der Prädiktionsoperator so gewählt, dass die von der Windenergieanlage an das elektrische Versorgungsnetz abgegebene elektrische Leistung der Zeit nach so begrenzt ist, dass die Einspeisung der Windenergieanlage nicht zu Netzstörungen oder starken Leistungsschwankungen im elektrischen Versorgungsnetz führt.
In einer besonders bevorzugten Ausführungsform wird der so prognostizierte Windleistungsgradient dazu verwendet, einen Prädiktionsoperator zu erstellen, in dessen Abhängigkeit ein bzw. der Leistungsgradient eingestellt wird.
Es wird also insbesondere vorgeschlagen, dass der Prädiktionsoperator in Abhängigkeit eines Windleistungsgradienten eingestellt wird.
Der Prädiktionsoperator ist somit insbesondere eine Parametereinstellung, die zukünftige Windverhältnisse berücksichtigt und so auf die Leistungsabgabe der Windenergieanlage wirkt, dass diese verstetigt wird bzw. dass die Einspeisung der Windenergieanlage nicht zu Netzstörungen oder starken Leistungsschwankungen im elektrischen Versorgungsnetz führt.
Alternativ oder zusätzlich wird hierzu vorgeschlagen, dass aus den aktuellen Windverhältnissen, bspw. aus dem Verhältnis mittlerer zu maximaler Windgeschwindigkeit, ein Prädiktionsoperator bestimmt wird, insbesondere in Form eines Gradienten, der bevorzugt auf eine Böigkeit des Windes schließen lässt.
Der Verstetigungsoperator hingegen ist insbesondere darauf gerichtet, dass die Einspeisung der Windenergieanlage nicht zu Netzstörungen oder starken Leistungsschwankungen im elektrischen Versorgungsnetz führt, ohne dabei zukünftige Windverhältnisse zu berücksichtigen.
Vorzugsweise umfasst der Verstetigungsoperator hierfür eine Verstetigungskonstante, die kleiner ist als 1, insbesondere so, dass der elektrische Leistungsgradient kleiner als der Windleistungsgradient ist.
Es wird somit insbesondere vorgeschlagen, dass der Verstetigungsoperator so gewählt wird, dass der elektrische Leistungsgradient der Windenergieanlage kleiner ist als der Windleistungsgradient.
Bspw. ändert sich die Windleistung mit 0,5 MW pro Minute und der elektrische Leistungsgradient beträgt 0,4 MW pro Minute. In einem solchen Fall ist der eingestellte elektrische Leistungsgradient aufgrund des Verstetigungsoperators kleiner als der Leistungsgradient, der dem Wind nach möglich wäre.
Der Verstetigungsoperator wird also in Abhängigkeit eines vorgebbaren Wertes eingestellt, der kleiner ist als 1, also beispielsweise 0,8.
Der Verstetigungsoperator wird somit insbesondere dazu verwendet, die Einspeisung der elektrischen Leistung der Windenergieanlage zu verstetigen.
Hierzu wird zusätzlich und/oder alternativ vorgeschlagen, einen festen Gradienten zu verwenden, bei dem bevorzugt durch die Variation der Rampenzeit sichergestellt wird, dass der Gradient der Einspeisung der Windenergieanlage unterhalb eines bestimmten Wertes bzw. vorgegebenen Grenzwertes bleibt. Zusätzlich und/oder alternativ wird zudem eine Verstetigung des Windgradienten vorgeschlagen. Hierbei wird insbesondere der Gradient des Windes um einen Faktor beschränkt, so dass der resultierende Gradient kleiner aber unterschiedlicher Steilheit ist.
Vorzugsweise umfasst der Verstetigungsoperator eine Verstetigungskonstante, die zwischen 0,4 und 0,6 liegt, bevorzugt 0,5 ist, wobei der elektrische Leistungsgradient kleiner ist als der Windleistungsgradient.
Es wird somit insbesondere vorgeschlagen, dass die Verstetigungskonstante so gewählt wird, dass sie dazu führt, dass der elektrische Leistungsgradient im Wesentlichen der Hälfte des Windleistungsgradienten entspricht.
Es wurde nämlich erfindungsgemäß erkannt, dass eine solche Verstetigungskonstante zu einem besonders schonenden Verhalten der Windenergieanlage am elektrischen Versorgungsnetz führt.
Vorzugsweise umfasst der Verstetigungsoperator zusätzlich oder alternativ einen Leistungsgrenzwert für eine maximale elektrische Windenergieanlagenleistung, die kleiner ist als eine maximale Windleistung, welche mittels des wenigstens einen erfassten Windparameters prognostiziert wurde.
Es wird somit ferner vorgeschlagen, auch die absolute Leistung der Windenergieanlage zu berücksichtigen, nämlich indem der Verstetigungsoperator bevorzugt zusätzlich auch eine Begrenzung der maximalen elektrischen Leistung aufweist.
Bspw. wird der Verstetigungsoperator so gewählt, dass er die maximale Windenergieanlagenleistung berücksichtigt. Dies erfolgt beispielsweise mittels eines Grenzwertes. Beispielsweise erzeugt die Windenergieanlage 1,8 MW und weist eine maximale elektrische Windenergieanlagenleistung von 2 MW auf, dann würde der Verstetigungsoperator so gewählt werden, dass der Leistungsgradient nicht dazu führt, dass die zu erzeugende Leistung die maximale elektrische Windenergieanlagenleistung überschreitet.
Vorzugsweise umfasst der Verstetigungsoperator zusätzlich oder alternativ einen Drehzahlgrenzwert einer maximal zulässigen Generatordrehzahländerung und/oder einer maximal zulässigen Generatordrehzahl.
Es wird somit besonders bevorzugt vorgeschlagen, dass der Verstetigungsoperator ferner so gewählt wird, dass er die mechanischen Eigenschaften des Generators berücksichtigt. Hierfür wird bevorzugt eine maximal zulässige Generatordrehzahländerung und/oder eine maximal zulässige Generatordrehzahl verwendet.
In einer besonders bevorzugten Ausführungsform werden die mechanischen Eigenschaften des Generators, insbesondere der Drehzahlgrenzwert und/oder die maximal zulässige Generatordrehzahländerung, erst im Volllastbetrieb der Windenergieanlage berücksichtigt, insbesondere nicht im Teillastbetrieb der Windenergieanlage berücksichtigt.
Es wird somit also auch vorgeschlagen, die mechanischen Eigenschaften des Generators nur in bestimmten Arbeitsbereichen, nämlich im Vollastbetrieb, zu berücksichtigen.
Der Verstetigungsoperator ist somit insbesondere dazu vorgesehen, die Leistungsabgabe der Windenergieanlage wenigstens zeitweise zu verstetigen, insbesondere so, dass die Einspeisung der Windenergieanlage nicht zu Netzstörungen oder starken Leistungsschwankungen im elektrischen Versorgungsnetz führt.
Dieser Effekt kann ebenfalls unter Zuhilfenahme einer prognostizierten Windleistung erreicht werden, die bspw. mittels eines Prädiktionsoperators in der Leistungssteuerung der Windenergieanlage implementiert wird, so, dass die Einspeisung der Windenergieanlage nicht zu Netzstörungen oder starken Leistungsschwankungen im elektrischen Versorgungsnetz führt.
Vorzugsweise umfasst der Prädiktionsoperator hierfür eine Prädiktionskonstante, die kleiner ist als 1, insbesondere so, dass der elektrische Leistungsgradient kleiner ist als der Windleistungsgradient.
Es wird somit insbesondere vorgeschlagen, dass der Prädiktionsoperator so gewählt wird, dass der elektrische Leistungsgradient der Windenergieanlage kleiner ist als der Windleistungsgradient.
Bspw. ändert sich die Windleistung mit 1 MW pro Minute und der elektrische Leistungsgradient beträgt 0,7 MW pro Minute. Die Prädiktionskonstante weist dann einen Wert von 0,7 auf.
Bevorzugt wird die Prädiktionskonstante dabei in Abhängigkeit eines vorgebbaren Wertes eingestellt, wobei dieser bevorzugt in Abhängigkeit einer Prädiktion festgelegt wird. Es wird also insbesondere vorgeschlagen, die Konstante nicht willkürlich zu bestimmen, sondern gezielt in Abhängigkeit einer Windprädiktion auszuwählen, bspw. durch die Verwendung eines LIDAR-Systems, welches die zukünftigen Windverhältnisse bestimmt, wobei durch diese Quantifizierung der Windverhältnisse eine Prädiktionskonstante gezielt so ausgewählt werden kann, dass die Einspeisung der Windenergieanlage nicht zu Netzstörungen oder starken Leistungsschwankungen im elektrischen Versorgungsnetz führt.
Vorzugsweise umfasst der Prädiktionsoperator zusätzlich oder alternativ eine Prädiktionskonstante, die zwischen 0,4 und 0,6 liegt, bevorzugt 0,5 ist, insbesondere so, dass der elektrische Leistungsgradient kleiner ist als der Windleistungsgradient.
Vorzugsweise umfasst der Prädiktionsoperator zusätzlich oder alternativ eine Prädiktionskonstante, die so gewählt ist, dass der elektrische Leistungsgradient eine elektrische Windenergieanlagenarbeit erzeugt, beginnend mit Anfang des Einspeisezeitraums mit der Anfangs-Einspeisezeit und endend mit Ende des Einspeisezeitraums mit der End-Einspeisezeit, die dem Betrage nach im Wesentlich einer Windarbeit entspricht, beginnend mit Anfang des Prognosezeitraums mit der Anfangs-Prognosezeit und endend mit Ende des Einspeisezeitraums mit der End-Einspeisezeit.
Demgemäß wird die Prädiktionskonstante also so gewählt, dass die elektrische Arbeit der Windenergieanlage im Wesentlichen der Windarbeit entspricht, nur eben zeitversetzt.
Sofern bspw. der Leistungsgradient der Windenergieanlage flacher ist als der Windleistungsgradient, würde die Windenergieanlage zunächst mehr elektrische Energie erzeugen als dem vorherrschenden Wind entnehmbar ist. Das Leistungsdefizit kann dann bspw. durch Trägheitsausspeicherung aus dem Rotor-Generator-Strang der Windenergieanlage oder einem zusätzlichen elektrischen Speicher ausgeglichen werden.
Es wird also vorgeschlagen, den Gradienten so zu wählen, dass die Einspeisung der Windenergieanlage beginnt bevor die Windböe aufkommt und bevorzugt dazu führt, dass die elektrische Arbeit der Windenergieanlage am Ende des Verfahrens im Wesentlichen der Windarbeit entspricht, die durch die Windböe zur Verfügung gestellt wurde.
Bevorzugt wird hierfür eine Analyse des vorherrschenden Windes durchgeführt, insbesondere um eine Abweichung zur mittleren Windgeschwindigkeit festzustellen, die das Aufkommen einer Windböe und somit die Windböe selbst indiziert bzw. anzeigt.
Es wird also bevorzugt vorgeschlagen, die Windgeschwindigkeit permanent zu überwachen und zu analysieren und daraus eine zusätzliche Windarbeit zu bestimmen.
Vorzugsweise umfasst der Prädiktionsoperator zusätzlich oder alternativ wenigstens einen Leistungsgrenzwert für eine maximale elektrische Windenergieanlagenleistung, die kleiner ist als eine maximale Windleistung, welche mittels des wenigstens einen erfassten Windparameters prognostiziert wurde.
Es wird somit bevorzugt vorgeschlagen, dass der Prädiktionsoperator die maximale elektrische Windenergieanlagenleistung berücksichtigt.
Es wird somit insbesondere auch vorgeschlagen, die absolute Leistung der Windenergieanlage zu begrenzen, nämlich indem der Prädiktionsoperator bevorzugt zusätzlich eine Begrenzung der maximalen elektrischen Leistung aufweist.
Bspw. wird der Prädiktionsoperator so gewählt, dass er die maximale Windenergieanlagenleistung berücksichtigt. Dies erfolgt beispielsweise mittels eines Grenzwertes. Beispielsweise erzeugt die Windenergieanlage 1,2 MW und weist eine maximale elektrische Windenergieanlagenleistung von 1,5 MW auf, dann würde der Prädiktionsoperator so gewählt werden, dass der Leistungsgradient nicht dazu führt, dass die zu erzeugende Leistung die maximale elektrische Windenergieanlagenleistung überschreitet.
Vorzugsweise umfasst der Prädiktionsoperator zusätzlich oder alternativ einen Drehzahlgrenzwert einer maximal zulässigen Generatordrehzahländerung und/oder einer maximal zulässigen Generatordrehzahl.
Es wird somit besonders bevorzugt vorgeschlagen, dass der Prädiktionsoperator ferner so gewählt wird, dass er die mechanischen Eigenschaften des Generators berücksichtigt. Hierfür wird bevorzugt eine maximal zulässige Generatordrehzahländerung und/oder eine maximal zulässige Generatordrehzahl verwendet.
In einer besonders bevorzugten Ausführungsform werden die mechanischen Eigenschaften des Generators erst im Volllastbetrieb der Windenergieanlage berücksichtigt, insbesondere nicht im Teillastbetrieb der Windenergieanlage berücksichtigt.
Vorzugsweise wird der Prädiktionsoperator so gewählt, dass der Einspeisezeitraum mit der Einspeisezeit vor dem Prognosezeitraum mit der Prognosezeit mit einem Zeitverschub beginnt.
Es wird somit insbesondere vorgeschlagen, die Einspeisung bereits vor dem Eintreffen der Windböe anzuheben. Dies ist bei der Wahl des Prädiktionsoperators entsprechend zu berücksichtigen. Bspw. wird prognostiziert, dass die Windböe oder ein dauerhaft erhöhtes Windaufkommen in 1 Minute an der Windenergieanlage eintrifft. Hieraufhin erhöht die Windenergieanlage bereits vor dem Eintreffen dieses Ereignisses die Erzeugung elektrischer Energie, insbesondere über einen Wert, der dem vorherrschenden Wind maximal entnehmbar ist. Für die Leistungserhöhung bzw. den Ausgleich des Leistungsdefizites können beispielsweise Speicher innerhalb der Windenergieanlage vorgesehen werden, z. B. elektrische Speicher, oder es kann mechanische Trägheit aus dem Rotor-Generator-System ausgekoppelt werden, um das elektrische Leistungsdefizit auszugleichen.
Es wird also insbesondere vorgeschlagen, eine Leistungserhöhung bereits vor Änderung der Windverhältnisse vorzunehmen, insbesondere um die Einspeisung zu verstetigen.
In einer besonders bevorzugten Ausführungsform ist der Zeitverschub in einem vorbestimmten Intervall vorgebbar. Das heißt, der Zeitverschub kann innerhalb bestimmter Grenzen als Randbedingung vorgegeben werden. So kann es beispielsweise sinnvoll sein, den Zeitverschub an einigen Standorten nicht größer als 5 Sekunden sein zu lassen und an anderen Standorten nicht größer als 30 Sekunden.
Vorzugsweise wird der Prädiktionsoperator und/oder der Verstetigungsoperator so gewählt, dass der Einspeisezeitraum mit der Einspeisezeit nach dem Prognosezeitraum mit der Prognosezeit mit einem Zeitverschub endet.
Es wird also insbesondere vorgeschlagen, dass das erfindungsgemäße Verfahren beispielsweise vor dem Auftreten einer Windböe beginnt und erst nach dem Abflauen der Windböe beendet wird.
Das Verfahren weist somit zwei Flanken auf, eine ansteigende Flanke, die der Leistungserhöhung, und eine abfallende Flanke, die der Leistungsreduzierung. In beiden Fällen wird nun vorgeschlagen, den Leistungsgradienten der erzeugten elektrischen Leistung der Windenergieanlage flacher zu wählen, als der Windleistungsgradient aufgrund der vorherrschenden Windverhältnisse ist bzw. prognostiziert wurde. Durch das Wählen von flacheren Gradienten wird die Einspeisung der Windenergieanlage verstetigt. Dies führt insbesondere dazu, dass die Windenergieanlage schonender am elektrischen Versorgungsnetz betrieben werden kann. Es wird somit insbesondere vorgeschlagen, für einen gewissen Zeitraum weniger elektrische Leistung zu erzeugen als aufgrund des vorherrschenden Windes möglich wäre.
In einer besonders bevorzugten Ausführungsform werden die Operatoren dabei so gewählt, dass die elektrische Arbeit der Windenergieanlage der Arbeit des vorherrschen Windes entspricht, die Windenergieanlage weist somit vor und nach dem erfindungsgemäßen Verfahren im Wesentlichen denselben energetischen Zustand auf. Dies ist besonders vorteilhaft, um mit dem erfindungsgemäßen Verfahren kurzfristig auftretende Windverhältnisänderungen, wie bspw. Windböen, netzschonend zu durchfahren.
Zudem ist in einer besonders bevorzugten Ausführungsform der Zeitverschub in einem vorbestimmten Intervall vorgebbar, bspw. in einem Intervall zwischen 5 und 30 Sekunden.
Vorzugsweise wird der Prädiktionsoperator und/oder der Verstetigungsoperator so gewählt, dass die erzeugte elektrische Leistung kleiner ist als eine maximale Windleistung, welche mittels des wenigstens einen erfassten Windparameters prognostiziert wurde.
Es wird somit insbesondere vorgeschlagen, dass der Prädiktionsoperator und/oder der Verstetigungsoperator so gewählt wird, dass sich die elektrische Leistung langsamer ändert als die Windleistung und bevorzugt zu einer maximalen elektrischen Leistung führt, die kleiner ist als eine maximale Windleistung. Die Windenergieanlage erzeugt somit wenigstens zweitweise weniger elektrische Leistung als theoretisch dem Wind entnehmbar ist. Es wird also bewusst darauf verzichtet, elektrische Leistung zu erzeugen, um das elektrische Versorgungsnetz zu entlasten bzw. nicht weiter zu belasten bzw. nicht mehr zu belasten als nötig. Somit wird insbesondere vorgeschlagen, dass die Windenergieanlage bei starken Windschwankungen kurzfristig gedrosselt betrieben wird, um das elektrische Versorgungsnetz zu entlasten.
Vorzugsweise ist die Prognosezeit ungleich der Einspeisezeit, insbesondere wobei die Prognosezeit kürzer ist als die Einspeisezeit, bevorzugt wobei die Prognosezeit kürzer als die Hälfte der Einspeisezeit ist.
Es wird somit insbesondere vorgeschlagen, dass das Einspeiseverfahren deutlich länger dauert als das Prognoseverfahren. Bevorzugt führt dies insbesondere dazu, dass das Einspeiseverfahren deutlich länger anhält als die Veränderung der vorherrschenden Windverhältnisse.
Vorzugsweise beginnt der Einspeisezeitraum mit der Einspeisezeit zeitlich vor dem Prognosezeitraum, insbesondere wobei elektrische Leistung vor dem Prognosezeitraum mit einer Prognosezeit in Abhängigkeit des erstellten elektrischen Leistungsgradienten für einen Einspeisezeitraum mit einer Einspeisezeit erzeugt wird.
Es wird somit vorgeschlagen, dass die Windenergieanlage in Vorleistung geht, insbesondere durch eine Ausspeicherung von mechanischer Trägheit aus dem Rotor-Generator-System der Windenergieanlage. Die Ausspeicherung kann dann am Ende des Verfahrens wiedergeholt werden.
Besonders vorteilhaft hierbei ist, dass mittels des erfindungsgemäßen Verfahrens die Einspeisung der Windenergieanlage verstetigt wird, ohne das elektrische Versorgungsnetz schwerer zu belasten.
Vorzugsweise wird die erzeugte elektrische Leistung mittels einer das Rotorfeld durchstreifenden Windleistung und einer gespeicherten, insbesondere mechanischen, Leistung erzeugt, wobei die mechanische Leistung mechanisch aus der Windenergieanlage unter Veränderung einer Drehzahl eines Generators ausgekoppelt wurde.
Das Verfahren wird somit bevorzugt unter Verwendung der mechanischen Trägheit des Rotor-Generator-Systems der Windenergieanlage ausgeführt.
In einer besonders bevorzugten Ausführungsform des erfindungsgemäßen Verfahrens wird somit vorgeschlagen, elektrische Leistung mittels einer Trägheitsauskopplung aus dem Rotor-Generator-System bereitzustellen, um die Einspeisung der Windenergieanlage zu verstetigen.
Vorzugsweise erfolgt das Prognostizieren des wenigstens einen Windleistungsgradienten unter Verwendung eines LIDAR-Systems, welches bevorzugt so ausgerichtet ist, dass es auf einen Sektor gerichtet ist, dessen Zentrale im Wesentlichen senkrecht auf dem Rotorfeld der Windenergieanlage oder einer Normalen des vorherrschenden Windes liegt.
Es wird somit insbesondere vorgeschlagen, dass unter Zuhilfenahme eines LIDAR-Systems eine Vorsteuerung der elektrischen Leistung erfolgt. Hierzu wird das LIDAR-System insbesondere so ausgerichtet, dass es den Ertrag bzw. den potentiellen Ertrag der Windenergieanlage bzw. des Windparks möglichst genau vorherbestimmen kann.
Vorzugsweise ist der elektrische Leistungsgradient mittels einer Vorsteuerung der Leistungssteuerung und/oder eines Gradientenbegrenzers begrenzt.
Die Leistungssteuerung weist somit ein Begrenzungselement auf, welches frei parametrierbar ist und durch den Betreiber der Windenergieanlage beispielsweise in Abhängigkeit des Standortes der Windenergieanlage eingestellt werden kann. Alternativ erfolgt die Begrenzung durch eine Vorsteuerung, die beispielsweise unter Zuhilfenahme eines LIDAR-Systems realisiert werden kann.
Vorzugsweise erfolgt die Ausführung des erfindungsgemäßen Verfahrens unter Ausnutzung einer Massenträgheit des Generators.
Es wird somit insbesondere vorgeschlagen, die Energie des Rotor-Generator-Systems dazu zu verwenden, benötigte elektrische Leistung bereitzustellen, insbesondere durch Auskopplung der Massenträgheit des Generators.
In einer besonders bevorzugten Ausführungsform wird hierzu ein Ring-Generator verwendet bzw. ein Generator, der dazu eingerichtet ist, ein möglichst hohes Massenträgheitsmoment auszubilden.
Erfindungsgemäß wird ferner ein Verfahren zum Erzeugen eines elektrischen Stromes vorgeschlagen, welches ein vorstehend oder nachstehend beschriebenes Verfahren umfasst, wobei ein Einstellen eines elektrischen Leistungsgradienten wiederholt vorgenommen wird, wobei der wiederholende Leistungsgradient ein Vorzeichen aufweist, welches zum elektrischen Leistungsgradienten entgegengesetzt ist und wobei die Leistungsgradienten dem Betrag nach im Wesentlichen gleich oder ungleich sind.
Es wird somit vorgeschlagen, den Leistungsgradienten, insbesondere ständig, einzustellen, also das erfindungsgemäße Verfahren nicht nur zur Leistungserhöhung, sondern auch zur Leistungsabsenkung zu verwenden und anders herum.
Sofern also beispielsweise eine Windböe auftritt, wird erfindungsgemäß vorgeschlagen, das vorstehend oder nachstehend beschriebene Verfahren zur Gradientenbegrenzung sowohl bei dem Aufkommen der Windböe als auch bei dem Abflauen der Windböe zu verwenden.
Erfindungsgemäß wird ferner eine Windenergieanlage mit einer Leistungssteuerung vorgeschlagen, die dazu eingerichtet ist, eines der vorstehenden Verfahren auszuführen.
Erfindungsgemäß wird ferner ein Windpark vorgeschlagen, der eine Windparksteuerung aufweist, die dazu eingerichtet ist, eines der vorstehenden Verfahren auszuführen.
Insbesondere wird hierbei vorgeschlagen, dass der Windpark eine Windparksteuereinheit aufweist, die dazu eingerichtet ist, die einzelnen Windenergieanlagen des Windparks anzusteuern, wobei die Windparksteuereinheit die Leistungssteuerung umfasst.
Die Windparksteuereinheit ist somit dazu eingerichtet, die Leistungsgradienten der einzelnen Windenergieanlagen so zu begrenzen, dass die abgegebene Leistung des Windparks begrenzt wird. Hierzu kann beispielsweise jeder Windenergieanlage derselbe Leistungsgradient vorgegeben werden oder jeder Windenergieanlage ein individueller Leistungsgradient vorgegeben werden, der sich relativ zur Anlagennennleistung verhält. Letzteres ist besonders vorteilhaft in Bezug auf Mischparks, also Windparks, die eine Vielzahl von Windenergieanlagen aufweisen, die anderen Typs und anderer Nennleistung sind.
Die vorliegende Erfindung wird nun nachfolgend exemplarisch anhand von Ausführungsbeispielen unter Bezugnahme auf die begleitenden Figuren näher erläutert.

1 zeigt schematisch eine perspektivische Ansicht einer erfindungsgemäßen Windenergieanlage,
2 zeigt schematisch eine erfindungsgemäße Leistungssteuerung einer Windenergieanlage,
3 zeigt schematisch den Ablauf eines erfindungsgemäßen Verfahrens in einem Blockdiagramm,
4 zeigt schematisch den Ablauf eines bevorzugten erfindungsgemäßen Verfahrens,
5 zeigt schematisch den Ablauf eines besonders bevorzugten erfindungsgemäßen Verfahrens und
6 zeigt schematisch einen erfindungsgemäßen Windpark.

1 zeigt eine Windenergieanlage 100, insbesondere eines Windparks, mit einem Turm 102 und einer Gondel 104. An der Gondel 104 ist ein Rotor 106 mit drei Rotorblättern 108 und einem Spinner 110 angeordnet. Der Rotor 106 durchstreift ein Rotorfeld A_Rotor und wird im Betrieb durch den Wind in eine Drehbewegung versetzt, wodurch ein Generator in der Gondel 104 angetrieben wird. Der Generator erzeugt hierdurch einen elektrischen Strom, der bevorzugt mittels eines Wechselrichters moduliert und in ein elektrisches Versorgungsnetz eingespeist wird. Der Wechselrichter selbst wird dabei mittels einer Leistungssteuerung angesteuert, die dazu eingerichtet ist, ein vorstehend oder nachstehend beschriebenes Verfahren auszuführen.
Ferner ist ein LIDAR-System 200 vorgesehen, um mittels der Windenergieanlage 100 ein vorstehend oder nachstehend beschriebenes Verfahren auszuführen.
2 zeigt schematisch eine erfindungsgemäße Leistungssteuerung 150 einer Windenergieanlage.
Die Leistungssteuerung 150 ist Teil der Anlagensteuerung der Windenergieanlage und umfasst ein Leistungseingangssignal P_Soll , welches von der Leistungssteuerung 150 mittels einer Gradientensteuerung 152 in einen ersten Leistungsgradienten dP₁/dt umgerechnet wird.
Dieser so erstellte Leistungsgradient dP₁/dt wird erfindungsgemäß mittels eines Verstetigungsoperators V oder eines Prädiktionsoperators P in einen elektrischen Leistungsgradient dP_{A_elek}/dt umgerechnet, welcher bevorzugt flacher ist als der Leistungsgradient dP₁/dt.
Anschließend wird der elektrische Leistungsgradient dP_{A_elek}/dt auf einen Wechselrichter oder eine Leistungssteuerung der Windenergieanlage WT gegeben, um eine elektrische Leistung P_{A_elek} mittels der Windenergieanlage in Abhängigkeit des erstellten elektrischen Leistungsgradienten dP_{A_elek}/dt für einen Einspeisezeitraum mit einer Einspeisezeit zu erzeugen.
Der Verstetigungsoperator V umfasst hierfür wenigstens bspw. eine Verstetigungskonstante c₁ , die kleiner ist als 1, insbesondere so, dass der elektrische Leistungsgradient dP_{A_elek}/dt kleiner ist als der Windleistungsgradient dPw/dt und außerdem oder alternativ eine Prädiktionskonstante c₂ , die zwischen 0,4 und 0,6 liegt, bevorzugt 0,5 ist, insbesondere so, dass der elektrische Leistungsgradient dP_{A_elek}/dt kleiner ist als der Windleistungsgradient dPw/dt und/oder der erste Leistungsgradient dP₁/dt und außerdem oder alternativ einen Leistungsgrenzwert für eine maximale elektrische Windenergieanlagenleistung P_{A_max} , die kleiner ist als eine maximale Windleistung, welche mittels des wenigstens einen erfassten Windparameters prognostiziert wurde und außerdem oder alternativ einen Drehzahlgrenzwert einer maximal zulässigen Generatordrehzahländerung dω_{G_max} und/oder einer maximal zulässigen Generatordrehzahl ω_{G_max} .
Der Prädiktionsoperator P umfasst hierfür wenigstens bspw. eine Prädiktionskonstante k₁, die kleiner ist als 1, insbesondere so, dass der elektrische Leistungsgradient dP_{A_elek}/dt kleiner ist als der Windleistungsgradient dPw/dt und außerdem oder alternativ eine Prädiktionskonstante k₂, die zwischen 0,4 und 0,6 liegt, bevorzugt 0,5 ist, insbesondere so, dass der elektrische Leistungsgradient dP_{A_elek}/dt kleiner ist als der Windleistungsgradient dPw/dt und außerdem oder alternativ eine Prädiktionskonstante k₃ , die so gewählt ist, dass der elektrische Leistungsgradient dP_{A_elek}/dt eine elektrische Windenergieanlagenarbeit erzeugt, beginnend mit Anfang des Einspeisezeitraums mit der Anfangs-Einspeisezeit und endend mit Ende des Einspeisezeitraums mit der End-Einspeisezeit, die dem Betrage nach im Wesentlichen einer Windarbeit entspricht, beginnend mit Anfang des Prognosezeitraums mit der Anfangs-Prognosezeit und endend mit Ende des Einspeisezeitraums mit der End-Einspeisezeit und außerdem oder alternativ einen Leistungsgrenzwert für eine maximale elektrische Windenergieanlagenleistung P_{A_max} , die kleiner ist als eine maximale Windleistung, welche mittels des wenigstens einen erfassten Windparameters prognostiziert wurde und außerdem oder alternativ einen Drehzahlgrenzwert einer maximal zulässigen Generatordrehzahländerung dω_{G_max} und/oder einer maximal zulässigen Generatordrehzahl ω_{G_max} .
Die Leistungssteuerung ist somit dazu eingerichtet, mittels des Verstetigungsoperators V eine Gradientenbeschränkung mit Leistungsbeschränkung wie vorstehend oder nachstehend beschrieben auszuführen, insbesondere unter Ausnutzung von Vorhalteleistung und Massenträgheit des Rotors.
Ferner ist die Leistungssteuerung somit auch dazu eingerichtet, mittels des Prädiktionsoperators P eine vorstehend oder nachstehend beschriebene Gradientenbeschränkung mit Vorsteuerung, insbesondere durch LIDAR und Ausnutzung der Massenträgheit des Rotors, insbesondere des Rotor-Generator-Systems, auszuführen.
In einer besonders bevorzugten Ausführungsform ist die Leistungssteuerung der Windenergieanlage dazu eingerichtet, zwischen einem ersten Betriebsmodus mit Verstetigungsoperator V und einem zweiten Betriebsmodus mit Prädiktionsoperator P zu wechseln.
Die Leistungssteuerung weist somit zwei Betriebsmodi auf, zwischen denen gewechselt werden kann, insbesondere nach Bedarf und/oder auf Signal eines Netzbetreibers hin, oder wenn das LIDAR-Signal beispielsweise aufgrund von Nebel oder zu sauberer Luft nicht verfügbar ist.
3 zeigt schematisch den Ablauf eines erfindungsgemäßen Verfahrens in einem Blockdiagramm 300.
Das Verfahren zum Einspeisen elektrischer Leistung in ein elektrisches Versorgungsnetz mittels wenigstens einer eine Leistungssteuerung und einen Generator aufweisenden Windenergieanlage umfasst zunächst den Schritt: Erstellen eines elektrischen Leistungsgradienten dP_{A_elek}/dt für eine zu erzeugende elektrische Leistung P_{A_elek} der Windenergieanlage. Dies ist durch den Block 310 angedeutet.
Hierfür wird ein vorstehend oder nachstehend beschriebener Verstetigungsoperator V und/oder ein vorstehend oder nachstehend beschriebener Prädiktionsoperator P verwendet. Dies ist durch den Block 320 angedeutet.
Das Erstellen des elektrischen Leistungsgradienten dP_{A_elek}/dt ist insbesondere in 2 beschrieben.
Der elektrische Leistungsgradient dP_{A_elek}/dt wird anschließend in der Leistungssteuerung 150 der Windenergieanlage eingestellt. Dies ist durch den Block 330 angedeutet.
Anschließend wird eine elektrische Leistung P_{A_elek} mittels der Windenergieanlage in Abhängigkeit des erstellten elektrischen Leistungsgradienten dP_{A_elek}/dt für einen Einspeisezeitraum mit einer Einspeisezeit erzeugt. Dies ist durch den Block 340 angedeutet.
4 zeigt schematisch den Ablauf eines bevorzugten erfindungsgemäßen Verfahrens 400, insbesondere eine Gradientenbeschränkung mit Leistungsbeschränkung, bevorzugt unter Ausnutzung einer Vorhalteleistung und Massenträgheit des Rotor-Generator-Systems.
Im oberen Diagramm 410 ist die Entwicklung des Windes Pw abgebildet, der einen (prognostizierten) Windleistungsgradienten dPw/dt aufweist, welcher zu einer Windenergieanlagendrehzahl ω _ROT führt.
Sofern eine Windböe aufkommt, also wenn sich bspw. zum Zeitpunkt tp₁ die Windgeschwindigkeit verändert, stellt sich ein Windleistungsgradient dPw/dt ein, welcher die Windenergieanlagendrehzahl ω_ROT verändert. Dies ist im oberen Diagramm 410 dargestellt.
Erfindungsgemäß, im unteren Diagramm 420, wird nun der elektrische Leistungsgradient dP_{A_elek}/dt mittels eines Verstetigungsoperators begrenzt, insbesondere so, dass der elektrische Leistungsgradient dP_{A_elek}/dt kleiner ist als der Windleistungsgradient dPw/dt.
Die Leistungsbegrenzung führt zu einer elektrischen WindenergieanlagenarbeitW_{A_elek}, die kleiner ist als eine Windarbeit Ww, die der vorherrschende Wind zur Verfügung stellt.
Sofern die Windböe zu einem späteren Zeitpunkt t4 abflaut, wird ebenfalls ein flacherer Leistungsgradient verwendet, der insbesondere kleiner ist als ein Leistungsgradient des vorherrschenden Windes. Hierdurch kann es dazu kommen, dass die Windenergieanlage in einem Zeitraum [t5; t7] mehr elektrische Leistung erzeugen muss, als dem vorherrschenden Wind entnehmbar ist. Dieses Leistungsdefizit wird bevorzugt mittels einer Ausspeicherung W_enertia aus dem Rotor-Generator-System bereitgestellt.
Durch die erfindungsgemäße Verstetigung kann die Windenergieanlage besonders schonend am elektrischen Versorgungsnetz betrieben werden. Durch die Leistungsbeschränkung ist sichergestellt, dass die Rotorenergie ausreicht, um eine Gradientenbeschränkung in negativer Richtung zu ermöglichen.
5 zeigt schematisch den Ablauf eines besonders bevorzugten erfindungsgemäßen Verfahrens 500, insbesondere eine Gradientenbeschränkung mit Vorsteuerung, bevorzugt durch ein LIDAR-System und Ausnutzung der Massenträgheit des Rotors.
Im oberen Diagramm 510 ist die Entwicklung des Windes Pw abgebildet, der einen (prognostizierten) Windleistungsgradienten dPw/dt aufweist, welcher zu einer Windenergieanlagendrehzahl ω_ROT führt.
Sofern eine Windböe aufkommt, also wenn sich bspw. zum Zeitpunkt tp₁ die Windgeschwindigkeit verändert, stellt sich ein Windleistungsgradient dPw/dt ein, welcher die Windenergieanlagendrehzahl ω_ROT verändert. Dies ist im oberen Diagramm 510 dargestellt.
Erfindungsgemäß, im unteren Diagramm 520, wird nun der elektrische Leistungsgradient dP_{A_elek}/dt mittels eines Prädiktionsoperators so eingestellt, dass der elektrische Leistungsgradient dP_{A_elek}/dt ungleich einem prognostizierten Windleistungsgradienten dPw/dt ist.
Der Prädiktionsoperator P ist dabei so gewählt, dass der Einspeisezeitraum mit der Einspeisezeit Δt_E vor dem Prognosezeitraum mit der Prognosezeit Δt_P mit einem Zeitverschub Δt1 beginnt.
Die Gradientenbegrenzung führt somit zu einer elektrischen Windenergieanlagenarbeit W_{A_elek} , die im Wesentlichen gleich der Windarbeit W_W ist, die der vorherrschende Wind zur Verfügung stellt.
Es wird also insbesondere vorgeschlagen, mit dem Einspeisen elektrischer Leistung vor dem Aufkommen der Windböe zu beginnen, um die Einspeisung der Windenergieanlage zu verstetigen. In den Fällen, in denen die Windenergieanlage mehr elektrische Leistung erzeugt als dem vorherrschenden Wind entnehmbar ist, wird aus der Windenergieanlage unter Veränderung der Drehzahl des Generators mechanisch Energie ausgekoppelt, also mechanische Arbeit W_enertia mittels des Rotor-Generator-Systems bereitgestellt.
Gemäß 5 umfasst die Leistungssteuerung somit eine Vorsteuerung, die mittels eines Prädiktionsoperators erreicht wird, der aufkommende Windverhältnisse berücksichtigt.
Durch die erfindungsgemäße Verstetigung kann die Windenergieanlage besonders schonend am elektrischen Versorgungsnetz betrieben werden.
6 zeigt schematisch einen erfindungsgemäßen Windpark 1000, umfassend mehrere Windenergieanlagen 100 und eine Windparksteuerung 600, die dazu eingerichtet ist, ein vorstehend oder nachstehend beschriebenes Verfahren ausführen, insbesondere unter Verwendung eines LIDAR-Systems 200.
Hierzu erfasst das LIDAR-System 200 bevorzugt einen Windparameter Par_Wind, bevorzugt die Windgeschwindigkeit, um in Abhängigkeit dieses Parameters die einzelnen Windenergieanlagen wie vorstehend oder nachstehend so zu steuern, dass die Einspeisung der Windenergieanlagen 100 bzw. des Windparks 1000 verstetigt wird.
Gemäß 6 wird also ebenfalls eine Leistungssteuerung mit Vorsteuerung vorgeschlagen, die mittels eines Prädiktionsoperators erreicht wird, der insbesondere die aufkommenden Windverhältnisse berücksichtigt.
Die Windparksteuerung 600 bzw. Windparksteuereinheit 600 ist dabei bevorzugt dazu eingerichtet, die Leistungsgradienten der einzelnen Windenergieanlagen so zu begrenzen, dass die abgegebene Leistung des Windparks begrenzt wird. Hierzu kann beispielsweise jeder Windenergieanlage derselbe Leistungsgradient vorgegeben werden oder jeder Windenergieanlage ein individueller Leistungsgradient vorgegeben werden, der sich relativ zur Anlagennennleistung verhält. Letzteres ist besonders vorteilhaft in Bezug auf Mischparks, also Windparks, die eine Vielzahl von Windenergieanlagen aufweisen, die anderen Typs und anderer Nennleistung sind.

Claims

Verfahren zum Einspeisen elektrischer Leistung (P_WEA) in ein elektrisches Versorgungsnetz mittels wenigstens einer eine Leistungssteuerung (150) und einen Generator aufweisenden Windenergieanlage (100), umfassend die Schritte: - Erstellen eines elektrischen Leistungsgradienten (dP_{A_elek}/dt) für eine zu erzeugende elektrische Leistung (P_{A_elek}) der Windenergieanlage (100), wobei der Leistungsgradient (dP_{A_elek}/dt) wenigstens: - mittels eines Verstetigungsoperators (V) begrenzt ist oder - mittels eines Prädiktionsoperators (P) so erstellt wird, dass der elektrische Leistungsgradient (dP_{A_elek}/dt) ungleich einem prognostizierten Windleistungsgradienten (dPw/dt) ist, - Einstellen des erstellten elektrischen Leistungsgradienten (dP_{A_elek}/dt) in der Leistungssteuerung (180) der Windenergieanlage (100), - Erzeugen einer elektrischen Leistung (P_{A_elek}) mittels der Windenergieanlage (100) in Abhängigkeit des erstellten elektrischen Leistungsgradienten (dP_{A_elek}/dt) für einen Einspeisezeitraum ([t_E1; t_E2]) mit einer Einspeisezeit (Δt_E).
Verfahren nach Anspruch 1, ferner umfassend den Schritt: - Prognostizieren wenigstens eines Windleistungsgradienten (dPw/dt) eines zukünftig vorherrschenden Windes in einem Rotorfeld (A_Rotor) der Windenergieanlage (100) für einen Prognosezeitraum ([t_p1; t_p2]) mit einer Prognosezeit (Δt_P) in Abhängigkeit wenigstens eines erfassten Windparameters (Par_Wind).
Verfahren nach Anspruch 1 oder 2, wobei der Verstetigungsoperator (V) wenigstens eines der Liste umfasst, bestehend aus: - eine Verstetigungskonstante (c₁), die kleiner ist als 1, insbesondere so, dass der elektrische Leistungsgradient (dP_{A_elek}/dt) kleiner ist als der Windleistungsgradient (dPw/dt), - eine Verstetigungskonstante (c₂), die zwischen 0,4 und 0,6 liegt, bevorzugt 0,5 ist, insbesondere so, dass der elektrische Leistungsgradient (dP_{A_elek}/dt) kleiner ist als der Windleistungsgradient (dPw/dt), - ein Leistungsgrenzwert für eine maximale elektrische Windenergieanlagenleistung (P_{A_max}), die kleiner ist als eine maximale Windleistung (P_{W_max}), welche mittels des wenigstens einen erfassten Windparameters (Par_Wind) prognostiziert wurde, - ein Drehzahlgrenzwert einer maximal zulässigen Generatordrehzahländerung (dω_{G_max}) und/oder einer maximal zulässigen Generatordrehzahl (ω_{G_max}).
Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche, wobei der Prädiktionsoperator (P) wenigstens eines der Liste umfasst, bestehend aus: - eine Prädiktionskonstante (k₁), die kleiner ist als 1, insbesondere so, dass der elektrische Leistungsgradient (dP_{A_elek}/dt) kleiner ist als der Windleistungsgradient (dPw/dt), - eine Prädiktionskonstante (k₂), die zwischen 0,4 und 0,6 liegt, bevorzugt 0,5 ist, insbesondere so, dass der elektrische Leistungsgradient (dP_{A_elek}/dt) kleiner ist als der Windleistungsgradient (dPw/dt), - eine Prädiktionskonstante (k₃), die so gewählt ist, dass der elektrische Leistungsgradient (dP_{A_elek}/dt) eine elektrische Windenergieanlagenarbeit (W_{A_elek}) erzeugt, beginnend mit Anfang des Einspeisezeitraums mit der Anfangs-Einspeisezeit (t_E1) und endend mit Ende des Einspeisezeitraums mit der End-Einspeisezeit (t_E2), die dem Betrage nach im Wesentlichen einer Windarbeit (Ww) entspricht, beginnend mit Anfang des Prognosezeitraums mit der Anfangs-Prognosezeit (t_P1) und endend mit Ende des Einspeisezeitraums mit der End-Einspeisezeit (tE2), - ein Leistungsgrenzwert für eine maximale elektrische Windenergieanlagenleistung (P_{A_max}), die kleiner ist als eine maximale Windleistung (P_{W_max}), welche mittels des wenigstens einen erfassten Windparameters (Par_Wind) prognostiziert wurde, - ein Drehzahlgrenzwert einer maximal zulässigen Generatordrehzahländerung (dω_{G_max}) und/oder einer maximal zulässigen Generatordrehzahl (ω_{G_max}).
Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche, wobei - der Prädiktionsoperator (P) so gewählt ist, dass der Einspeisezeitraum mit der Einspeisezeit (Δt_E) vor dem Prognosezeitraum mit der Prognosezeit (Δt_P) mit einem Zeitverschub (Δt1) beginnt.
Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche, wobei - der Prädiktionsoperator (P) und/oder der Verstetigungsoperator (V) so gewählt ist, dass der Einspeisezeitraum mit der Einspeisezeit (Δt_E) nach dem Prognosezeitraum mit der Prognosezeit (Δt_P) mit einem Zeitverschub (Δt2) endet.
Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche, wobei - der Prädiktionsoperator (P) und/oder der Verstetigungsoperator (V) so gewählt ist, dass die erzeugte elektrische Leistung (P_{A_elek}) kleiner ist als eine maximale Windleistung (P_{W_max}), welche mittels des wenigstens einen erfassten Windparameters (Par-Wind) prognostiziert wurde bzw. dass die erzeugte Leistung kleiner ist als eine dem Rotor der Windenergieanlage maximal entnehmbare Energie, welche bevorzugt in Abhängigkeit eines erfassten Windparameters errechnet wurde..
Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche, wobei - die Prognosezeit (Δt_P) ungleich der Einspeisezeit (Δt_E) ist, insbesondere wobei die Prognosezeit (Δt_P) kürzer ist als die Einspeisezeit (Δt_E), bevorzugt wobei die Prognosezeit (t_P) kürzer als die Hälfte der Einspeisezeit (t_E) ist.
Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche, wobei - der Einspeisezeitraum ([t_E1; t_E2]) mit einer Einspeisezeit (Δt_E) zeitlich vor dem Prognosezeitraum ([t_p1; t_p2]) mit einer Prognosezeit (Δt_P) beginnt, insbesondere wobei elektrische Leistung (P_{A_elek}) vor dem Prognosezeitraum ([t_p1; t_p2]) mit einer Prognosezeit (Δt_P) in Abhängigkeit des erstellten elektrischen Leistungsgradienten (dP_{A_elek}/dt) für einen Einspeisezeitraum ([t_E1; t_E2]) mit einer Einspeisezeit (Δt_E) erzeugt wird.
Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche, wobei - die erzeugte elektrische Leistung (P_{A_elek}) mittels einer das Rotorfeld durchstreifenden Windleistung (P_{W_ist}) und einer gespeicherten, insbesondere mechanischen, Leistung (P_{M_ωn}) erzeugt wird, die mechanisch aus der Windenergieanlage unter Veränderung einer Drehzahl (ω) eines Generators ausgekoppelt wurde.
Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche, wobei - das Prognostizieren des wenigstens einen Windleistungsgradienten (dPw/dt) unter Verwendung eines LIDAR-Systems erfolgt, welches bevorzugt so ausgerichtet ist, dass es auf einen Sektor gerichtet ist, dessen Zentrale im Wesentlichen senkrecht auf dem Rotorfeld der Windenergieanlage oder einer Normalen des vorherrschenden Windes liegt.
Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche, wobei - der elektrische Leistungsgradient (dP_{A_elek}/dt) mittels einer Vorsteuerung der Leistungssteuerung und/oder eines Gradientenbegrenzers begrenzt ist.
Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche, wobei - das Verfahren unter Ausnutzung einer Massenträgheit des Generators erfolgt.
Verfahren zum Erzeugen eines elektrischen Stromes, umfassend ein Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche, wobei ein Einstellen eines elektrischen Leistungsgradienten (dP_{A_elektr}/dt) wiederholt vorgenommen wird, wobei der wiederholende Leistungsgradient (dP_{A_elektr2}/dt) ein Vorzeichen aufweist, welches dem elektrischen Leistungsgradienten (dP_{A_elektr}/dt) entgegengesetzt ist, und wobei die Leistungsgradienten (dP_{A_elektr}/dt, dP_{A_elektr2}/dt) dem Betrag nach im Wesentlichen gleich oder ungleich sind.
Windenergieanlage umfassend eine Leistungssteuerung, die dazu eingerichtet ist, eines der vorstehenden Verfahren auszuführen.
Windpark (1000) umfassend mehrere Windenergieanlagen (100) und eine Windparksteuerung (600), die dazu eingerichtet ist, eines der vorstehenden Verfahren auszuführen, insbesondere unter Verwendung eines LIDAR-Systems (200).