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WO2017144631A1 - Verfahren zum bestimmen einer äquivalenten windgeschwindigkeit - Google Patents

Verfahren zum bestimmen einer äquivalenten windgeschwindigkeit Download PDF

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WO2017144631A1
WO2017144631A1 PCT/EP2017/054265 EP2017054265W WO2017144631A1 WO 2017144631 A1 WO2017144631 A1 WO 2017144631A1 EP 2017054265 W EP2017054265 W EP 2017054265W WO 2017144631 A1 WO2017144631 A1 WO 2017144631A1
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WO
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wind
power
speed
rotor
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Prior art date
Application number
PCT/EP2017/054265
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English (en)
French (fr)
Inventor
Sönke ENGELKEN
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Wobben Properties Gmbh
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Publication date
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Priority to EP17707007.5A priority patent/EP3420226B1/de
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Priority to DK17707007.5T priority patent/DK3420226T3/da
Priority to CA3011771A priority patent/CA3011771C/en
Priority to KR1020187027201A priority patent/KR102128848B1/ko
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Priority to ES17707007T priority patent/ES2773700T3/es
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    • F03D7/02—Controlling wind motors  the wind motors having rotation axis substantially parallel to the air flow entering the rotor
    • F03D7/028—Controlling wind motors  the wind motors having rotation axis substantially parallel to the air flow entering the rotor controlling wind motor output power
    • F03D7/0284—Controlling wind motors  the wind motors having rotation axis substantially parallel to the air flow entering the rotor controlling wind motor output power in relation to the state of the electric grid
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    • Y02E10/70—Wind energy
    • Y02E10/72—Wind turbines with rotation axis in wind direction

Definitions

  • the present invention relates to a method for determining an equivalent wind speed of a rotor blade plane of a wind energy plant.
  • the present invention relates to a wind turbine that is prepared for detecting an equivalent wind speed of a rotor blade plane and relates to a wind farm.
  • Wind turbines are known and usually have one, usually several, rotor blades, which rotate about a rotor axis and thereby sweep a rotor surface, ie a circular area. Since a wind turbine generates energy, ultimately electric power, from the wind, the wind and thus its wind speed are of greater importance for the wind turbine.
  • a wind turbine can manage without detection of the wind speed, for example, depending on the rotor speed of the rotor blades having aerodynamic rotor adjusts a power, for example, depending on a predetermined speed / performance characteristic.
  • Such deviations of the wind speed or deviations from an equivalent wind speed which can be associated with a particular corresponding power production or possible power production of the respective wind turbine, are at least basically known. These inaccuracies also have a corresponding impact on performance based on these inaccurate values. Within certain limits, it may be possible to compensate for such effects, for example, by correction values such as correction factors. However, such corrections are then based on empirical values and can thus compensate only to a limited extent for shortcomings in the wind speed detection due to the system. As a result, it remains difficult to determine such producible power that would be producible without reducing the operation of the plant with good accuracy.
  • the rotor blade plane which can also be referred to as the rotor plane, is that plane which is swept by the rotor blades during operation of the wind energy plant.
  • a wind speed is determined which corresponds to a wind speed at which the wind acts uniformly and substantially perpendicular to the entire rotor blade plane. This is referred to here as the equivalent wind speed of the rotor blade plane.
  • an electrical power available in the wind turbine is determined in a first step. This is a momentary power available as electrical power at the moment, especially in a DC link.
  • This electrical internal power available in the wind energy plant which is also referred to as internal power or available internal power in the following, is determined as a function of a detected electrical power and a detected rotational speed of the rotor.
  • the detected electrical power is not used directly as the electrical power available in the wind turbine internal power, but it is determined from the detected electrical power and taking into account the detected speed of the rotor, the available internal power.
  • the available internal power corresponds to the detected electrical power.
  • the detected electrical power preferably corresponds to the electrical power fed into the DC intermediate circuit of an inverter if a full converter concept exists.
  • the available internal power corresponds to the available electrical power, based on the DC voltage intermediate circuit.
  • these two can Services correspond. In fact, such an idealized state is practically never present and could at times be simplified. In reality, however, the wind speed basically fluctuates uninterrupted and, accordingly, the power that would actually be available, ie the available internal power.
  • the equivalent wind speed is then determined as a function of this particular available internal power and as a function of the detected speed.
  • the just-determined available internal power is taken into account as well as the detected speed.
  • the speed is thus directly in this determination of the equivalent wind speed, and this dependence of the detected speed does not affect an indirect dependence in that already the internal power was determined in dependence of the detected speed.
  • the detected speed is thus taken into account again for the determination of the equivalent wind speed.
  • generator losses of the generator of the wind turbine are taken into account.
  • such generator losses are added to the particular available internal power. This sum thus corresponds to a generator input power.
  • the generator input power minus generator losses ie minus generator power losses.
  • These generator losses are now added up mathematically in order to obtain this generator input power by calculation.
  • other losses that occur in the conversion of aerodynamic energy into electrical energy in particular the electrical energy in the form present at the measuring point used here, can also be taken into account. This can be, for example, friction losses of the mechanical drive train including the transmission as well as electrical losses during the conversion from alternating to direct current. In a modern, gearless wind turbine However, the latter losses are often negligible, so that continues to be simplified by generator losses.
  • At least one blade angle of a rotor blade is taken into account in this step for determining the equivalent wind speed.
  • the rotor blades are adjusted synchronously, so that all rotor blades of the rotor have the same blade angle. This one blade angle can then be used. If the blade angles of several rotor blades are adjusted individually, then consideration can be given so that in each case an arithmetic mean of all blade angles is used. It may then be used in this step for determining the equivalent wind speed, a consideration of the generator input power, so the sum of available internal power and generator losses, the rotor speed and the blade angle for the determination of the equivalent wind speed. In particular, the blade angle also affects the amount of power taken or taken out of the wind, and therefore flows into the determination of the equivalent wind speed. For the determination of the available internal power, the blade angle, in any case according to one embodiment, is not relevant.
  • a performance observer be used to determine the available internal power, and also or alternatively to determine the equivalent wind speed, use a wind observer.
  • This performance observer and this wind observer are thus condition observers in the technical control sense. They may also be termed synonyms as state observers for observing or estimating a power or status observer for observing or estimating a wind speed.
  • the performance observer observes the available internal power and outputs it as an input or through the accumulation of power dissipation as a modified input to the wind observer, who eventually outputs the equivalent wind speed as an output.
  • the wind watcher has three inputs, namely the particular available internal power plus detected or determined generator losses recorded speed and at least one blade angle.
  • an available power is output for the wind watcher in addition to the equivalent wind speed, which would have to result at an optimum blade angle and optimum speed coefficient at the detected equivalent wind speed.
  • it is also proposed to output the current high-speed number as the third output variable. The wind observer can thus determine these three output quantities based on three input variables.
  • the high-speed number can be additional information for checking the results for plausibility.
  • the respective underlying system can be taken into account in a simple and especially also in a delay-free or low-power manner with high accuracy.
  • the respective state observers can be created and dimensioned with knowledge of the aforementioned input and output variables via basically known control engineering approaches.
  • An important aspect that forms part of this invention is that, especially through a first state observer, the available internal power is determined from the sensed electrical power and the sensed speed and to form an input along with the sensed speed for a second state observer then especially the desired size of the equivalent wind speed determined therefrom.
  • the use of state observers is preferably proposed for this purpose, but does not have to be the only solution in order to respectively determine the stated output quantities from the mentioned input variables.
  • the wind energy installation feed into an electrical supply network by means of an inverter having a DC intermediate circuit and the available internal power designates the power available at the DC voltage intermediate circuit.
  • a full converter concept is based, which has such a DC voltage intermediate circuit.
  • the input variables for determining the available internal power are preferably the measured rotational speed of the rotor and the electrical power fed into the DC voltage intermediate circuit. Insofar as a performance observer is used, these two quantities form the input variables of this performance observer.
  • the electrical power fed into the DC link is thus an input that is first used, along with the measured RPM, to determine the available internal power.
  • the measured fed-in electric power is thus fundamentally improved insofar as it is then better suited to finally determine the equivalent wind speed.
  • a method which is characterized in that the performance observer used to determine the available internal power is defined by the structure:
  • J denotes the common moment of inertia of the rotor and generator
  • ⁇ is the speed of rotation of the generator
  • / ⁇ and k T are parameters for influencing the dynamics of the observer
  • T el is referred to as electrical torque and calculated as a quotient fed power P DC in one or the electric buffer and the rotational speed ⁇ , and
  • T mech the mechanical torque of the rotor and generator denoted, with the observed quantities are marked with an A- mark, derivatives are provided with a dot over time, and the available power to be determined as a product of observed speed ⁇ and observed mechanical torque f mprh is calculated.
  • the equivalent wind speed determined according to the described embodiments has comparatively high accuracy by the nature of its determination and can thus serve as a basis for determining a power which could be fed into the electrical supply network when the system would not be subject to throttling. Accordingly, this is preferably carried out when the wind turbine is operated in a throttled operation. Preferably, however, such a calculation of the feedable power can be made if the wind turbine is not throttled. The result would then have to match the actually fed-in power. Should there be general differences, such as a discernible bias, this could be used to reconcile the process. This also applies to the calculated equivalent wind speed.
  • the wind speed measured by a gondola anemometer is subject to short-term fluctuations and, with a short time averaging, is not representative of the generated power of the wind turbine.
  • the calculated equivalent wind speed allows a comparison with the measured wind speed on the basis of which, for example, correction characteristics can be created.
  • a wind turbine which has a rotor with rotor blades which can be adjusted in their blade angle and sweep over a rotor blade plane.
  • the wind turbine is prepared to detect an equivalent wind speed of the rotor blade plane and to this end it has a power monitoring means and a wind observer means.
  • the power observing means is prepared to determine an electric power available in the wind turbine in response to a detected electric power and a detected rotational speed of the rotor.
  • the detected electrical power and the detected rotational speed of the rotor are thus in particular input variables of the power monitoring means.
  • the wind observation means is prepared to determine the equivalent wind speed depending on the determined internal power and the detected speed.
  • the particular internal power and the detected rotational speed thus each form an input variable for the wind observation means.
  • the specific internal power can be taken as a modified quantity, in which generator losses can initially be added up.
  • the Wind observer means by itself provide a modification such as adding up the generator losses.
  • a wind farm which has at least two wind turbines according to at least one of the embodiments described above.
  • a wind farm is the summary of several wind turbines, which feed together via a common grid connection point in the electrical supply network.
  • the particular advantage of the wind park is that it can also provide a high control power by jointly feeding in the power of many wind turbines. Accordingly, the wind farm can provide comparatively much control power, for example by specifications of an operator of the electrical supply network, or depending on conditions of the electrical supply network.
  • there are then also large performance differences between the actually fed-in power and the available power Therefore, it is of particular importance here to determine the available power or the difference between available power and fed-in power as accurately as possible.
  • the proposed determination of an equivalent wind speed can provide a good basis for this.
  • the total power to be fed into the electrical supply network is calculated by adding up the values calculated individually by the wind energy installations.
  • Fig. 1 shows a wind turbine schematically in a perspective view.
  • Fig. 2 is a block diagram for explaining the algorithm underlying the determination of the equivalent wind speed.
  • Fig. 3 shows diagrams for comparing the result according to an embodiment of the invention in comparison with a previous approach.
  • FIG. 4 shows schematically a wind farm.
  • FIG. 1 shows a wind energy plant 100 with a tower 102 and a nacelle 104.
  • a rotor 106 with three rotor blades 108 and a spinner 110 is arranged on the nacelle 104.
  • the rotor 106 is set in rotation by the wind in rotation and thereby drives a generator in the nacelle 104 at.
  • FIG. 4 shows a wind farm 1 12 with, by way of example, three wind turbines 100, which may be the same or different.
  • the three wind turbines 100 are thus representative of virtually any number of wind turbines of a wind farm 1 12.
  • the wind turbines 100 provide their power, namely in particular the electricity generated via an electric parking network 1 14 ready.
  • the respectively generated currents or powers of the individual wind turbines 100 are added up and usually a transformer 1 16 is provided which transforms the voltage in the park highly transformed, and then at the feed point 1 18, which is also commonly referred to as PCC, in the Supply network 120 feed.
  • Fig. 4 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, in which, for example, a transformer at the output of each wind turbine 100 is present, to name just another embodiment.
  • the present invention relates to a method and a corresponding device for determining the equivalent wind speed in the rotor blade plane of a wind energy plant (WEA). In particular, according to one embodiment, this is done using measurement data on the electrical power, rotational speed of the rotor and the blade angle.
  • WEA wind energy plant
  • An embodiment described below is based on the use of two observers (in the regulatory sense), which allow a dynamic determination of the available maximum power and the effective wind speed in interaction as possible.
  • the main application objective of the proposed solution is to calculate the available power, ie the power that a wind turbine could generate if not through external specifications are reduced or limited in their performance. This can be used, inter alia, to offer negative (primary / secondary) control power, ie, in particular for de-rating a wind turbine at overfrequency in an energy system. Precisely for the calculation of the available power, the accuracy of corresponding methods can play a decisive role.
  • a wind turbine In non-reduced power operation, which may also be referred to as free travel, a wind turbine generates power dependent on the current wind speed, which is accurately determined by a wind speed power curve for each type of wind turbine by measurements. With exact knowledge of the wind speed, the available power can therefore be determined on the basis of this characteristic curve.
  • a possibility of determining the available power in each operating state would accordingly result from the measurement of the wind speed with an anemometer typically installed on the nacelle of a wind energy plant.
  • an anemometer typically installed on the nacelle of a wind energy plant.
  • the anemometer only measures the wind speed 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.
  • the position of the anemometer behind the rotor blades can influence the measurement by turbulence and shading.
  • a second possibility is to calculate the available power from the current wind turbine power (eg the power fed into the DC link of a wind turbine with full inverter) and the blade angle of the wind turbine. If a wind turbine is limited in its power below the available power, the supply of mechanical power must be reduced. This can be done by increasing the blade angle.
  • the reduction of the aerodynamic power coefficient ⁇ ⁇ ( ⁇ , ⁇ ) with an increase of the blade angle ⁇ generally depends on the speed coefficient ⁇ .
  • FIG. 2 thus shows a block diagram 1 of a proposed algorithm and thus of a proposed method for determining an equivalent wind speed V wind.
  • the power observer 2 shown in FIG. 2 determines the available internal power as power P ava , D c available at the DC intermediate circuit from the measured power P DC and the rotor speed ⁇ fed into the DC voltage intermediate circuit.
  • the variables speed ( ⁇ ) and power in the DC current are thus measured by measurement.
  • the speed ( ⁇ ) 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 avaDC ), ie it corresponds to the aerodynamic power minus the generator losses, and possibly minus 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, ⁇ the speed of the WEA, T mech and P mech the torque or power produced on the shaft by the wind, and T el / P el the electro-mechanical torque resp the power of the generator.
  • the following state space model of the wind turbine can be set up, with the state variables rotational speed ( ⁇ ) and mechanical torque (T mec ;
  • 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: ⁇ 1
  • Inputs for the determination of the available internal power P ava , Dc are the measured, fed into the DC link electrical power P DC and the measured wind turbine speed co. Output value is then the available electrical power, relative to the DC intermediate circuit, P ava , Dc- This observer is important because the wind turbine is in certain circumstances, not at a stationary operating point, where the power P DC of the currently available wind power corresponds, but In normal operation accelerates or decelerates almost permanently, and, for example, for a grid support, in which energy is taken from kinetic energy of rotation, may differ from a normal speed-power curve.
  • Paero a
  • P aera is assumed to be known by the performance observer 2
  • p is the air density
  • A is the rotor surface
  • ⁇ ⁇ ( ⁇ , ⁇ ) is the power coefficient as a function of the speed coefficient ⁇ and the blade angle ⁇ .
  • the measured electrical wind turbine power is not 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 desired, functioning of the wind monitor 4 in transient operation of the wind energy plant (ie during strong acceleration or deceleration, for example for a grid support in which energy is taken from kinetic energy of the rotation).
  • the wind watcher 4 also outputs the available power Pava (a op t, ⁇ ⁇ of the wind turbine.) This is the power that could be generated by the wind turbine at the wind wind turbine's equivalent wind speed V wind , if the optimum blade angle a op t and the optimal tip speed ratio were set ⁇ ⁇ ⁇ .
  • This can be, for example, based (on the equivalent wind speed V wind and taking into account known relationships between the wind generated power, and at the stated conditions optimum Blade angle a op t and the optimal speed coefficient ⁇ ⁇ ).
  • a corresponding characteristic can be stored.
  • it is proposed to output the current speed coefficient ⁇ which can be calculated from the wind speed, speed and the rotor diameter.
  • Results of the proposed power and wind observer are compared in Figure 3 with a conventional calculation of available power.
  • the basis for the results shown in FIG. 3 is a measurement on a Enercon E-70 E4 wind energy plant, which is operated at a constant 1 ° blade angle in the first 350 seconds of the examined measurement window, and then adjusts the blade angle to 17.5 °.
  • Wind speed V w and electrical power P DC fed into the intermediate circuit were measured.
  • the estimated wind speed V Win d is shown in the second graph, and the estimated available internal power P ava , Dc determined based on the wind observer 4 is plotted in the third graph.
  • the available power P ava , conv detected according to a conventional method is also shown in the third graph.
  • 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.
  • the request for a second wind meter e.g. to solve safety-critical 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:
  • Rotors, P m the available DC output power of the generator plus the generator losses, ⁇ > 0 an adjustable adaptation parameter of the filter estimated by the performance observer, p the air pressure, A the rotor area and r the rotor radius of the WEC.
  • the derivative of the variable w after the time is marked with a dot.
  • the output values of the wind observer are calculated.
  • the variable w calculated in equation (3) forms the estimated wind speed v Wind .
  • the estimated speed coefficient ⁇ then results from the measured speed and the estimated wind speed according to the above-mentioned 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 of the wind observer described here over the solution described in reference [3] is the use of a through a
  • Particular advantages of the proposed solution may consist of: determining the available power at as many operating points as possible at which the wind energy plant is operating, - taking into account operating conditions in which the wind turbine deviates from its steady-state operating point, inter alia, in the provision of network services,

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Abstract

Die Erfindung betrifft ein Verfahren zum Bestimmen einer äquivalenten Windgeschwindigkeit einer Rotorblattebene einer Windenergieanlage (100) mit einem Rotor (106) mit in ihrem Blattwinkel verstellbaren Rotorblättern (108), umfassend die Schritte: Bestimmen einer elektrischen in der Windenergieanlage (100) verfügbaren internen Leistung (P ava,DC) in Abhängigkeit einer erfassten elektrischen Leistung (P DC ) und einer erfassten Drehzahl (ω) des Rotors (106) und Bestimmen der äquivalenten Windgeschwindigkeit (V Wind) in Abhängigkeit der bestimmten verfügbaren internen Leistung (P ava,DC ) und der erfassten Drehzahl (ω).

Description

Verfahren zum Bestimmen einer äquivalenten Windgeschwindigkeit
Die vorliegende Erfindung betrifft ein Verfahren zum Bestimmen einer äquivalenten Windgeschwindigkeit einer Rotorblattebene einer Windenergieanlage. Außerdem betrifft die vorliegende Erfindung eine Windenergieanlage, die zum Erfassen einer äquivalenten Windgeschwindigkeit einer Rotorblattebene vorbereitet ist und sie betrifft einen Windpark. Windenergieanlagen sind bekannt und weisen üblicherweise eines, meist mehrere, Rotorblätter auf, die sich um eine Rotorachse drehen und dabei eine Rotorfläche, also eine Kreisfläche, überstreichen. Da eine Windenergieanlage Energie, letztlich elektrischen Strom, aus dem Wind erzeugt, ist der Wind und damit seine Windgeschwindigkeit für die Windenergieanlage von wichtiger Bedeutung. In einem normalen, regulären Betrieb kann eine Windenergieanlage ohne Erfassung der Windgeschwindigkeit auskommen, indem sie beispielsweise in Abhängigkeit der Rotordrehzahl des die Rotorblätter aufweisenden aerodynamischen Rotors eine Leistung beispielsweise abhängig einer vorgegebenen Drehzahl-/Leistungskennlinie einstellt.
Es gibt nun aber zunehmend Situationen, in denen eine Kenntnis über eine Windge- schwindigkeit benötigt wird oder zumindest hilfreich sein kann. Dazu gehört eine Situation, in der die Windenergieanlage beispielsweise zur Stützung des elektrischen Versorgungsnetzes in ihrer Leistung heruntergeregelt werden muss. Hierfür können verschiedene Gründe vorliegen, wie bspw. der Bedarf, Regelleistung zur Frequenzstützung in einem elektrischen Versorgungsnetz bereitzustellen. In diesem Fall liefert die Windenergieanla- ge also weniger Leistung beziehungsweise Energie in das elektrische Versorgungsnetz als sie aufgrund der vorherrschenden Windverhältnisse könnte. Häufig entsteht in solchen Fällen ein Vergütungsanspruch über die Leistung, die in das elektrische Versorgungsnetz, das vereinfacht auch nur als Netz bezeichnet werden kann, hätte eingespeist werden können, aufgrund der genannten Reduzierung aber nicht eingespeist werden durfte. Um diesen Vergütungsanspruch korrekt beziffern zu können, ist interessant, wie viel Windleistung tatsächlich vorhanden wäre. Neben der Berechnung der Vergütung kann insbesondere bei einer Reduzierung der Einspeiseleistung zur Erbringung von Regelleistung auch eine genaue Bezifferung der Leistungsreduzierung eine Vorausset- zung für die Zulassung einer Windenergieanlage oder eines Windparks zur Erbringung dieser Dienstleistung sein.
Früher ist als Basis für die Berechnung der Vergütung auf Grund einer Abregelung der Windenergieanlage der Einfachheit halber der letzte Wert der Einspeisung zugrunde gelegt worden, der noch ohne Reduzierung eingespeist wurde. Je nach Dauer des Zeitraums, in dem reduziert werden muss, ist das aber eine ungenaue oder sogar untaugliche Grundlage. Eine dazu verbesserte Möglichkeit besteht darin, die Windgeschwindigkeit zu messen, zum Beispiel durch ein üblicherweise vorhandenes Gondelanemometer, um daraus über die Kenntnis der Eigenschaften der Windenergieanlage zu berechnen, wie viel Leistung hätte eingespeist werden können. Problematisch ist hierbei, dass eine solche Windmessung vergleichsweise ungenau ist. Je nach Windgeschwindigkeit und auch Böigkeit des Windes kann diese Ungenauigkeit erheblich sein. Hinzu kommt, dass die Windgeschwindigkeit auch nicht über die Rotorblattebene konstant ist. Besonders mit der Höhe können sich auch die Werte der Windgeschwindigkeit ändern. Solche Abweichungen der Windgeschwindigkeit beziehungsweise Abweichungen von einer äquivalenten Windgeschwindigkeit, die nämlich besonders einer entsprechenden Leistungsproduktion beziehungsweise möglichen Leistungsproduktion der betreffenden Windenergieanlage zugeordnet werden kann, sind zumindest dem Grunde nach bekannt. Diese Ungenauigkeiten haben auch entsprechende Auswirkungen auf eine Leistungsbe- Stimmung, die auf diesen ungenauen Werten beruht. In gewissen Grenzen kann es möglich sein, solche Auswirkungen zum Beispiel durch Korrekturwerte wie beispielsweise Korrekturfaktoren zu kompensieren. Solche Korrekturen beruhen dann allerdings auf Erfahrungswerten und können somit systembedingt Unzulänglichkeiten der Windgeschwindigkeitserfassung nur bedingt ausgleichen. Im Ergebnis bleibt es somit schwierig, eine solche erzeugbare Leistung, die ohne Reduzierung des Betriebs der Anlage erzeugbar wäre, mit guter Genauigkeit zu bestimmen. Besonders bei starker Abregelung ist eine solche Leistungsbestimmung recht ungenau, würde aber gerade dort besonders genau benötigt, weil eine entsprechend hohe Vergütung wegen der starken Abregelung zu berechnen sein kann. Das Deutsche Patent- und Markenamt hat in der Prioritätsanmeldung zu vorliegender Anmeldung folgenden Stand der Technik recherchiert: US 201 1/0204635 A1. Der Erfindung liegt somit die Aufgabe zugrunde, zumindest eines der oben genannten Probleme zu adressieren. Insbesondere soll eine Lösung geschaffen werden, eine mögliche, erzeugbare Leistung möglichst genau, insbesondere genauer als im Stand der Technik bekannt, zu bestimmen. Zumindest soll gegenüber bisher Bekanntem eine alternative Lösung vorgeschlagen werden.
Erfindungsgemäß wird ein Verfahren nach Anspruch 1 vorgeschlagen.
Es betrifft das Bestimmen einer äquivalenten Windgeschwindigkeit einer Rotorblattebene einer Windenergieanlage, die einen Rotor mit in ihrem Blattwinkel verstellbaren Rotorblättern aufweist. Die Rotorblattebene, die auch als Rotorebene bezeichnet werden kann, ist diejenige Ebene, die von den Rotorblättern beim Betrieb der Windenergieanlage überstrichen wird. Es wird hierbei eine Windgeschwindigkeit bestimmt, die einer Windgeschwindigkeit entspricht, bei der der Wind gleichmäßig und im Wesentlichen senkrecht auf die gesamte Rotorblattebene wirkt. Das wird hier als äquivalente Windgeschwindigkeit der Rotorblattebene bezeichnet. Dazu wird in einem ersten Schritt eine elektrische in der Windenergieanlage verfügbare interne Leistung bestimmt. Das ist eine momentane Leistung, die in dem jeweiligen Moment als elektrische Leistung zur Verfügung steht, besonders in einem Gleichspannungszwischenkreis. Diese elektrische in der Windenergieanlage verfügbare interne Leistung, die nachfolgend auch vereinfachend als interne Leistung oder verfügbare interne Leistung bezeichnet wird, wird dabei in Abhängigkeit einer erfassten elektrischen Leistung und einer erfassten Drehzahl des Rotors bestimmt. Insofern wird auch die erfasste elektrische Leistung nicht unmittelbar als die elektrische in der Windenergieanlage verfügbare interne Leistung verwendet, sondern es wird aus der erfassten elektrischen Leistung und unter weiterer Berücksichtigung der erfassten Drehzahl des Rotors die verfügbare interne Leistung bestimmt.
Zumindest als vereinfachende Veranschaulichung kann angenommen werden, dass in einem idealen stationären Zustand die verfügbare interne Leistung der erfassten elektrischen Leistung entspricht. Besonders entspricht vorzugsweise die erfasste elektrische Leistung der in den Gleichstromzwischenkreis eines Wechselrichters eingespeisten elektrischen Leistung, wenn ein Vollumrichterkonzept vorliegt. Und hierbei entspricht die verfügbare interne Leistung der verfügbaren elektrischen Leistung, bezogen auf den Gleichspannungszwischenkreis. In einem idealisiert angenommenen stationären Zustand, so besonders bei konstanter Drehzahl des Rotors, können sich diese beiden Leistungen entsprechen. Tatsächlich liegt ein solcher idealisierter Zustand praktisch nie vor, könnte allenfalls gelegentlich vereinfachend angenommen werden. In der Realität schwankt die Windgeschwindigkeit aber im Grunde ununterbrochen und entsprechend auch die Leistung, die tatsächlich verfügbar wäre, also die verfügbare interne Leistung. Dies kann über die Drehzahl berücksichtigt werden, und entsprechend wird vorgeschlagen, die verfügbare interne Leistung in Abhängigkeit der erfassten elektrischen Leistung und der erfassten Drehzahl des Rotors zu bestimmen. Rein vorsorglich wird darauf hingewiesen, dass im Falle einer getriebebehafteten Windenergieanlage eine entsprechende Umrechnung von der Drehzahl des aerodynamischen Rotors auf die Drehzahl des Rotors des Generators vorgenommen werden kann. Welche der beiden Drehzahlen verwendet wird, ist dann eine Frage der Parametrierung. Im Falle der Verwendung einer modernen getriebelosen Windenergieanlage können solche Betrachtungen entfallen.
Jedenfalls wird dann die äquivalente Windgeschwindigkeit in Abhängigkeit dieser bestimmten verfügbaren internen Leistung und in Abhängigkeit der erfassten Drehzahl bestimmt. Für diese Bestimmung der äquivalenten Windgeschwindigkeit wird somit die soeben bestimmte verfügbare interne Leistung berücksichtigt als auch die erfasste Drehzahl. Besonders die Drehzahl geht somit unmittelbar in diese Bestimmung der äquivalenten Windgeschwindigkeit ein, und diese Abhängigkeit der erfassten Drehzahl betrifft nicht eine indirekte Abhängigkeit dadurch, dass schon die interne Leistung in Abhängigkeit der erfassten Drehzahl bestimmt wurde. Die erfasste Drehzahl wird also für die Bestimmung der äquivalenten Windgeschwindigkeit nochmals berücksichtigt.
Vorzugsweise werden dazu auch Generatorverluste des Generators der Windenergieanlage berücksichtigt. Insbesondere werden solche Generatorverluste der bestimmten verfügbaren internen Leistung hinzuaddiert. Diese Summe entspricht somit einer Genera- toreingangsleistung. Mit anderen Worten wird hierbei beim Bestimmen der verfügbaren internen Leistung die Generatoreingangsleistung abzüglich Generatorverlusten, also abzüglich Generatorverlustleistungen, bestimmt. Diese Generatorverluste werden nun rechnerisch aufaddiert, um diese Generatoreingangsleistung rechnerisch zu erhalten. Neben den Generatorverlusten können auch weitere Verluste, die bei der Umwandlung von aerodynamischer Energie in elektrische Energie, insbesondere der elektrischen Energie in der Form, wie sie an der hier verwendeten Messstelle vorliegt, auftreten, mit berücksichtigt werden. Dies können zum Beispiel Reibungsverluste des mechanischen Antriebsstrangs inklusive des Getriebes sowie elektrische Verluste bei der Wandlung von Wechsel- auf Gleichstrom sein. Bei einer modernen, getriebelosen Windenergieanlage sind allerdings letztere Verluste häufig vernachlässigbar, so dass weiterhin vereinfachend von Generatorverlusten gesprochen wird.
Außerdem oder alternativ wird in diesem Schritt zur Bestimmung der äquivalenten Windgeschwindigkeit wenigstens ein Blattwinkel eines Rotorblatts berücksichtigt. Im einfa- chen, verallgemeinerten Fall, der häufig ausreichend ist, werden die Rotorblätter synchron verstellt, sodass alle Rotorblätter des Rotors den gleichen Blattwinkel aufweisen. Dieser eine Blattwinkel kann dann verwendet werden. Werden die Blattwinkel mehrerer Rotorblätter individuell verstellt, so kann eine Berücksichtigung so erfolgen, dass jeweils ein arithmetischer Mittelwert aller Blattwinkel verwendet wird. Es kann dann in diesem Schritt zum Bestimmen der äquivalenten Windgeschwindigkeit eine Berücksichtigung der Generatoreingangsleistung, also die Summe aus verfügbarer interner Leistung und Generatorverlusten, die Rotordrehzahl und der Blattwinkel zur Bestimmung der äquivalenten Windgeschwindigkeit verwendet werden. Besonders der Blattwinkel beeinflusst auch die Menge der aus dem Wind entnommenen oder entnehmbaren Leistung und fließt daher in die Bestimmung der äquivalenten Windgeschwindigkeit ein. Für die Bestimmung der verfügbaren internen Leistung ist der Blattwinkel, jedenfalls gemäß einer Ausführungsform, nicht von Relevanz.
Gemäß einer Ausführungsform wird vorgeschlagen, dass zum Bestimmen der verfügbaren internen Leistung ein Leistungsbeobachter verwendet wird und außerdem oder alternativ zum Bestimmen der äquivalenten Windgeschwindigkeit ein Windbeobachter verwendet wird. Dieser Leistungsbeobachter und dieser Windbeobachter sind somit Zustandsbeobachter im regelungstechnischen Sinne. Sie können synonym auch bezeichnet werden als Zustandsbeobachter zur Beobachtung oder Schätzung einer Leistung beziehungsweise Zustandsbeobachter zur Beobachtung beziehungsweise Schät- zung einer Windgeschwindigkeit.
Demnach, besonders wenn beide Zustandsbeobachter kombiniert werden, beobachtet der Leistungsbeobachter die verfügbare interne Leistung und gibt diese als Eingangsgröße oder über die Aufaddierung der Verlustleistung als modifizierte Eingangsgröße an den Windbeobachter, der schließlich als Ausgangsgröße die äquivalente Windgeschwindig- keit ausgibt.
Vorzugsweise hat der Windbeobachter drei Eingangsgrößen, nämlich die bestimmte verfügbare interne Leistung zuzüglich erfasster oder bestimmter Generatorverluste, die erfasste Drehzahl und wenigstens einen Blattwinkel. Als Ausgangsgrößen wird für den Windbeobachter neben der äquivalenten Windgeschwindigkeit eine verfügbare Leistung ausgegeben, die sich nämlich bei einem optimalen Blattwinkel und optimaler Schnelllaufzahl bei der erfassten äquivalenten Windgeschwindigkeit ergeben müsste. Schließlich wird auch gemäß einer Ausführungsform vorgeschlagen, als dritte Ausgangsgröße die aktuelle Schnelllaufzahl auszugeben. Der Windbeobachter kann somit basierend auf drei Eingangsgrößen diese drei Ausgangsgrößen ermitteln. Besonders die Schnelllaufzahl kann dabei eine Zusatzinformation zum Prüfen der Ergebnisse auf Plausibilität sein.
Besonders kann durch die Verwendung der vorgeschlagenen Zustandsbeobachter das jeweils zugrunde liegende System auf einfache und besonders auch auf verzögerungsfreie oder -arme Art und Weise mit hoher Genauigkeit berücksichtigt werden.
Die jeweiligen Zustandsbeobachter können unter Kenntnis der genannten Ein- und Ausgangsgrößen über grundsätzlich bekannte regelungstechnische Ansätze erstellt und dimensioniert werden. Ein wichtiger Aspekt, der Teil dieser Erfindung ist, besteht darin, dass besonders durch einen ersten Zustandsbeobachter die verfügbare interne Leistung aus der erfassten elektrischen Leistung und der erfassten Drehzahl bestimmt wird und eine Eingangsgröße zusammen mit der erfassten Drehzahl für einen zweiten Zustandsbeobachter zu bilden, der dann besonders die gewünschte Größe der äquivalenten Windgeschwindigkeit daraus bestimmt. Die Verwendung von Zustandsbeobachtern wird hierzu vorzugsweise vorgeschlagen, muss aber nicht die einzige Lösung sein, um jeweils die genannten Ausgangsgrößen aus den genannten Eingangsgrößen zu bestimmen.
Gemäß einer Ausführungsform wird vorgeschlagen, dass die Windenergieanlage mittels eines einen Gleichspannungszwischenkreis aufweisenden Wechselrichters in ein elektrisches Versorgungsnetz einspeist und die verfügbare interne Leistung die an dem Gleich- spannungszwischenkreis verfügbare Leistung bezeichnet. Hier liegt also insbesondere ein Vollumrichterkonzept zugrunde, das einen solchen Gleichspannungszwischenkreis aufweist. Vorzugsweise sind die Eingangsgrößen zur Bestimmung der verfügbaren internen Leistung die gemessene Drehzahl des Rotors und die in den Gleichspannungszwischenkreis eingespeiste elektrische Leistung. Insoweit ein Leistungsbeobachter verwendet wird, bilden diese beiden Größen die Eingangsgrößen dieses Leistungsbeobachters. Die in den Gleichspannungszwischenkreis eingespeiste elektrische Leistung ist somit eine Eingangsgröße, die erst, zusammen mit der gemessenen Drehzahl, dazu verwendet wird, die verfügbare interne Leistung zu bestimmen. Besonders wird die gemessene eingespeiste elektrische Leistung dadurch im Grunde insoweit verbessert, als sie dann besser geeignet ist, um schließlich die äquivalente Windgeschwindigkeit zu bestimmen.
Gemäß einer Ausführungsform wird ein Verfahren vorgeschlagen, dass dadurch gekennzeichnet ist, dass der bzw. ein zur Ermittlung der verfügbaren internen Leistung verwendeter Leistungsbeobachter definiert ist durch die Struktur:
mechi
Figure imgf000009_0001
in der
J das gemeinsame Trägheitsmoment des Rotors und Generators bezeichnet, ω die Drehzahl des Generators ist,
/ίω und kT Parameter zur Beeinflussung der Dynamik des Beobachters sind,
Tel als elektrisches Drehmoment bezeichnet wird und sich als Quotient eingespeister Leistung PDC in einen bzw. den elektrischen Zwischenspeicher und der Drehzahl ω berechnet und
Tmech, das mechanische Drehmoment des Rotors und Generators bezeichnet, wobei die beobachteten Größen mit einem A-Zeichen gekennzeichnet sind , Ableitungen nach der Zeit mit einem Punkt versehen sind, und die zu ermittelnde verfügbare Leistung als Produkt aus beobachteter Drehzahl ώ und beobachtetem mechanischen Drehmoment fmprh berechnet wird .
Dies ist somit eine konkrete Angabe eines Zustandsbeobachters, nämlich des Leistungsbeobachters, mit dem die verfügbare interne Leistung bestimmt werden kann und dann auch besonders gut geeignet ist zur Weiterverwendung, um die äquivalente Windgeschwindigkeit zu bestimmen. Es ist erkennbar, dass dieser konkret vorgeschlagene Leistungsbeobachter die entsprechende Dynamik der Windenergieanlage auf einfache Art und Weise berücksichtigt. Die Drehzahl ω des Generators kann hierbei der Drehzahl des Rotors entsprechen, wenn kein Getriebe vorliegt. Gemäß einer weiteren Ausführungsform wird vorgeschlagen, dass aus der bestimmten äquivalenten Windgeschwindigkeit eine insgesamt aus dem Wind entnehmbare und zur Einspeisung in das elektrische Versorgungsnetz verfügbare Leistung ermittelt wird. Hier wird zunutze gemacht, dass die gemäß den beschriebenen Ausführungsformen bestimm- te äquivalente Windgeschwindigkeit durch die Art ihrer Bestimmung eine vergleichsweise hohe Genauigkeit aufweist und somit als Grundlage dienen kann, eine Leistung zu bestimmen, die in das elektrische Versorgungsnetz eingespeist werden könnte, wenn die Anlage keiner Drosselung unterliegen würde. Entsprechend wird dies vorzugsweise dann ausgeführt, wenn die Windenergieanlage in einem gedrosselten Betrieb betrieben wird. Vorzugsweise kann allerdings auch eine solche Berechnung der einspeisbaren Leistung vorgenommen werden, wenn die Windenergieanlage nicht gedrosselt wird. Das Ergebnis müsste dann mit der tatsächlich aktuell eingespeisten Leistung übereinstimmen. Sollten sich generelle Unterschiede ergeben, also beispielsweise eine erkennbar systematische Abweichung, so könnte dies für einen Abgleich des Verfahrens verwendet werden. Dies gilt auch für die ermittelte äquivalente Windgeschwindigkeit. Wie bereits beschrieben, unterliegt die durch ein Gondelanemometer gemessene Windgeschwindigkeit kurzfristigen Schwankungen und ist bei kurzer zeitlicher Mittelung nicht repräsentativ für die erzeugte Leistung der Windenergieanlage. Insbesondere wenn die Windenergieanlage nicht gedrosselt ist, erlaubt die berechnete äquivalente Windgeschwindigkeit einen Ver- gleich mit der gemessenen Windgeschwindigkeit, auf Basis dessen zum Beispiel Korrekturkennlinien erstellt werden können.
Erfindungsgemäß wird auch eine Windenergieanlage vorgeschlagen, die einen Rotor mit in ihrem Blattwinkel verstellbaren, eine Rotorblattebene überstreichende Rotorblätter aufweist. Die Windenergieanlage ist dazu vorbereitet, eine äquivalente Windgeschwin- digkeit der Rotorblattebene zu erfassen und dazu weist sie ein Leistungsbeobachtungs- mittel und ein Windbeobachtermittel auf. Das Leistungsbeobachtungsmittel ist dazu vorbereitet, eine elektrische in der Windenergieanlage verfügbare interne Leistung in Abhängigkeit einer erfassten elektrischen Leistung und in Abhängigkeit einer erfassten Drehzahl des Rotors zu bestimmen. Die erfasste elektrische Leistung und die erfasste Drehzahl des Rotors sind somit insbesondere Eingangsgrößen des Leistungsbeobach- tungsmittels. Das Windbeobachtermittel ist dazu vorbereitet, die äquivalente Windgeschwindigkeit in Abhängigkeit von der bestimmten internen Leistung und der erfassten Drehzahl zu bestimmen. Insbesondere bilden somit die bestimmte interne Leistung und die erfasste Drehzahl jeweils eine Eingangsgröße für das Windbeobachtermittel. Dabei kann besonders die bestimmte interne Leistung als modifizierte Größe eingehen, bei der nämlich zunächst noch Generatorverluste aufaddiert werden können. Alternativ kann das Windbeobachtermittel von sich aus eine Modifizierung wie das Aufaddieren der Generatorverluste vorsehen.
Vorzugsweise wird in der Windenergieanlage ein Verfahren ausgeführt, wie es im Zusammenhang mit wenigstens einer vorstehend beschriebenen Ausführungsform erläutert wurde.
Erfindungsgemäß wird auch ein Windpark vorgeschlagen, der wenigstens zwei Windenergieanlagen gemäß wenigstens einer der vorstehend beschriebenen Ausführungsformen aufweist. Ein Windpark ist insoweit die Zusammenfassung mehrerer Windenergieanlagen, die zusammen über einen gemeinsamen Netzanschlusspunkt in das elektri- sehe Versorgungsnetz einspeisen. Der besondere Vorteil des Windparks liegt darin, dass er durch das gemeinsame Einspeisen der Leistung vieler Windenergieanlagen auch eine hohe Regelleistung bereitstellen kann. Entsprechend kann der Windpark beispielsweise durch Vorgaben eines Betreibers des elektrischen Versorgungsnetzes, oder abhängig von Zuständen des elektrischen Versorgungsnetzes vergleichsweise viel Regelleistung zur Verfügung stellen. Entsprechend ergeben sich dann auch große Leistungsdifferenzen zwischen der tatsächlich eingespeisten Leistung und der verfügbaren Leistung. Daher ist es hier von besonderer Bedeutung, die verfügbare Leistung beziehungsweise die Differenz zwischen verfügbarer Leistung und eingespeister Leistung möglichst genau zu bestimmen. Die vorgeschlagene Bestimmung einer äquivalenten Windgeschwindigkeit kann dafür eine gute Basis schaffen.
Insbesondere erfolgt eine Berechnung der insgesamt in das elektrische Versorgungsnetz einzuspeisenden Leistung durch Aufsummierung der durch die Windenergieanlagen jeweils einzeln berechneten Werte.
Die Erfindung wird nun nachfolgend exemplarisch anhand von Ausführungsbeispielen unter Bezugnahme auf die begleitenden Figuren näher erläutert.
Fig. 1 zeigt eine Windenergieanlage schematisch in einer perspektivischen Darstellung.
Fig. 2 zeigt ein Blockschaltbild zur Erläuterung des Algorithmus, der der Bestimmung der äquivalenten Windgeschwindigkeit zugrunde liegt. Fig. 3 zeigt Diagramme zum Vergleich des Ergebnisses gemäß einer Ausführungsform der Erfindung im Vergleich zu einer bisherigen Herangehensweise.
Fig.4 zeigt schematisch einen Windpark.
Figur 1 zeigt eine Windenergieanlage 100 mit einem Turm 102 und einer Gondel 104. An der Gondel 104 ist ein Rotor 106 mit drei Rotorblättern 108 und einem Spinner 1 10 angeordnet. Der Rotor 106 wird im Betrieb durch den Wind in eine Drehbewegung versetzt und treibt dadurch einen Generator in der Gondel 104 an.
Figur 4 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 hochtrans- formiert, um dann an dem Einspeisepunkt 1 18, der auch allgemein als PCC bezeichnet wird, in das Versorgungsnetz 120 einzuspeisen. Fig. 4 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, in dem beispielsweise auch ein Transformator am Ausgang jeder Windener- gieanlage 100 vorhanden ist, um nur ein anderes Ausführungsbeispiel zu nennen.
Die vorliegende Erfindung betrifft ein Verfahren bzw. eine entsprechende Vorrichtung zur Bestimmung der äquivalenten Windgeschwindigkeit in der Rotorblattebene einer Windenergieanlage (WEA). Insbesondere gemäß einer Ausführungsform erfolgt das unter Verwendung von Messdaten zur elektrischen Leistung, Drehgeschwindigkeit des Rotors und des Blattwinkels.
Eine nachfolgend beschriebene Ausführungsform basiert auf der Verwendung von zwei Beobachtern (im Regelungstechnischen Sinne), die im Zusammenspiel eine dynamisch möglichst korrekte Bestimmung der verfügbaren Maximalleistung und der effektiven Windgeschwindigkeit ermöglichen. Das Hauptanwendungsziel der vorgeschlagenen Lösung ist die Berechnung der verfügbaren Leistung, d.h. der Leistung, die eine WEA erzeugen könnte, wenn sie nicht durch externe Vorgaben in ihrer Leistung reduziert bzw. begrenzt wird. Dies kann unter anderem zum Anbieten von negativer (Primär-/Sekundär-) Regelleistung genutzt werden, d.h. besonders zum Abregein einer WEA bei Überfrequenz in einem Energiesystem. Gerade zur Berechnung der verfügbaren Leistung kann die Genauigkeit entsprechender Verfah- ren eine entscheidende Rolle spielen.
Im nicht-leistungs-reduzierten Betrieb, der auch als Freifahrt bezeichnet werden kann, erzeugt eine Windenergieanlage eine von der aktuellen Windgeschwindigkeit abhängige Leistung, die durch eine Windgeschwindigkeits-Leistungs-Kennlinie für jeden Windenergieanlagen-Typen durch Messungen genau bestimmt ist. Bei genauer Kenntnis der Windgeschwindigkeit kann also auf Basis dieser Kennlinie die verfügbare Leistung bestimmt werden.
Eine Möglichkeit, in jedem Betriebszustand die verfügbare Leistung zu bestimmen, ergäbe sich dementsprechend 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 Windgeschwindigkeit 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 gemessen wer- den. Darüber hinaus kann durch die Position des Anemometers hinter den Rotorblättern eine Beeinflussung der Messung durch Verwirbelungen und Beschattung erfolgen. Die Messwerte eines Gondelanemometers weisen daher nur bei Mittelung über lange Zeiträume von 10 Minuten und mehr eine gute Korrelation mit den tatsächlichen Leistungswerten einer WEA auf. Sie sind deshalb für die Bestimmung der aktuell verfügbaren Leistung nicht geeignet, wie auch der Referenz [1] zu entnehmen ist.
Eine zweite Möglichkeit besteht in der Berechnung der verfügbaren Leistung aus der aktuellen Windenergieanlagen-Leistung (z.B. der in den Gleichstromzwischenkreis eingespeisten Leistung einer Windenergieanlagemit Vollumrichter) und dem Blattwinkel der Windenergieanlage. 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 ορ(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 λορί betrieben, so ergibt sich durch die Erhöhung des Blattwinkels gegenüber einem bestimmten optimalen Blattwinkel aopt eine feste Leistungsreduzierung. Wenn der leistungsreduzierende Effekt für jeden Blattwinkel bestimmt ist, so kann eine Berechnung der verfügbaren Leistung aus der aktuellen WEA-Leistung Pist und dem Leistungsreduzierungsbeiwert k(a) = 1 - ερ(λ0ρί,α)/ϋρ(λ0ρί,α0ρ nach folgender Formel erfolgen:
Figure imgf000014_0001
Pverfügbar = χ _ fc (a)
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.
Dafür wird gemäß einer Ausführungsform das in Figur 2 dargestellte Verfahren vorgeschlagen. Figur 2 zeigt somit ein Blockschaltbild 1 eines vorgeschlagenen Algorithmus und damit eines vorgeschlagenen Verfahrens zum Bestimmen einer äquivalenten Windgeschwindigkeit Vwind-
Es kommen darin zwei Beobachter zum Einsatz, die auf Basis bestimmter Messgrößen andere, nicht messbare Werte beobachten bzw. schätzen.
Der in Figur 2 dargestellte Leistungsbeobachter 2 bestimmt aus der in den Gleichspan- nungszwischenkreis eingespeisten und gemessenen Leistung PDC und der Rotordrehzahl ω die verfügbare interne Leistung als an dem Gleichspannungszwischenkreis verfügbare Leistung Pava,Dc.
Per Messung werden somit die Größen Drehzahl (ω) und Leistung im Gleichstromzwi- schenkreis (PDC) erfasst. Die Drehzahl (ω) des Generators entspricht, sofern kein Getriebe vorliegt, der Drehzahl des Rotors. Daraus wird mit Hilfe des Zustandsbeobachters 2 die verfügbare interne Leistung Pava,Dc bestimmt bzw. errechnet, die auch als verfügbare aerodynamische Leistung bezogen auf den Zwischenkreis (PavaDC) 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:
1
Jü) - Tmech— Tel—— (Pmech _ Pel)
C
In dieser Formel bezeichnet j das Trägheitsmoment der rotierenden Massen der WEA, ω die Drehzahl der WEA, Tmech und Pmechdas an der Welle durch den Wind entstehende Drehmoment bzw. die Leistung, und Tel/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 (Tmec ;
Figure imgf000015_0001
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: τ 1
Figure imgf000016_0001
Hierin sind beobachtete Variablen im Gegensatz zu den gemessenen Eingangsgrößen Drehzahl ω und dem elektrischen Drehmoment Tel = — mit Λ gekennzeichnet. PDC ist die in den Gleichspannungszwischenkreis eingespeiste elektrische Leistung. Die beiden Parameter kw 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 PavaDC 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 co. 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 kinetischer 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 PVGen 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 Paera 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 α werden als Eingangswerte für den zweiten Beobachter, den Windbeobachter 4 verwendet. Dieser beobachtet die Windgeschwindigkeit VWind, die bei dem aktuellen Blattwinkel α zu der verfügbaren Leistung führt. Prinzipiell geht es hierbei um eine Lö- sung v für die Gleichung
Paero =
Figure imgf000017_0001
a), worin Paera als durch den Leistungsbeobachter 2 als bekannt angenommen wird, p die Luftdichte, A die Rotorfläche und Ορ(λ,α) den Leistungsbeiwert in Abhängigkeit der Schnelllaufzahl λ und des Blattwinkels α 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- Drehzahl in rad/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 An- satz 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 Eingangsgrö- ße 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(aopt, λορ 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 λορί 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 λορί) 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. Ergebnisse des vorgeschlagenen Leistungs- und Windbeobachters werden in Figur 3 mit einer konventionellen Berechnung der verfügbaren Leistung verglichen. Grundlage für die in Figur 3 dargestellten Ergebnisse ist eine Messung an einer Windenergieanlage vom Typ Enercon E-70 E4, die in den ersten 350 Sekunden des untersuchten Messfensters mit konstant 1 ° Blattwinkel betrieben wird, und danach den Blattwinkel auf 17,5° einstellt. Gemessen wurden Windgeschwindigkeit Vw und in den Zwischenkreis eingespeiste elektrische Leistung PDC. Die geschätzte Windgeschwindigkeit VWind ist im zweiten Graphen dargestellt, und die geschätzte verfügbare interne Leistung Pava,Dc ,die auf Basis des Windbeobachters 4 ermittelt wurde, ist im dritten Graphen eingezeichnet. Zum Vergleich ist die nach einer konventionellen Methode erfasste verfügbare Leistung Pava,conv außerdem im dritten Graphen dargestellt.
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 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 verfügba- re Leistung reduzieren müssen. Weiterhin ließe sich evtl. die Anforderung nach einem zweiten Windmessgerät, z.B. für die Erfüllung sicherheitsgenchteter 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:
Paero =
Figure imgf000018_0001
a), (1 ) 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 Schnelllaufzahl λ = (com bezeichnet wiederum die Windenergieanlagen-Drehzahl 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:
Figure imgf000019_0001
worin 2 J das Trägheitsmoment des Windenergieanlagen-
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 bezeich- nen. Die Ableitung der Variable w 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 w 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
v' separaten Beobachter geschätzten verfügbaren Leistung für die Berechnung von (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 α in der Bestimmung des Leistungsbeiwertes Ορ(λ,α). 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 aopt sowie einer optimalen Schnelllaufzahl λορί, d.h. Cp(kopt, aopt), sowie die Lösung der aerodynamischen Leistungs- gleichung (1 ) mit der geschätzten Windgeschwindigkeit und dem optimalen Cp(kopt, aopt) vorteilhaft.
Es wird somit eine Verbesserung der Genauigkeit der Bestimmung der verfügbaren Leistung bei starker Abregelung geschaffen.
Besondere Vorteile der vorgeschlagenen 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 Netzdienstleistungen ,
- Bestimmung der äquivalenten Windgeschwindigkeit in der Rotorebene ohne zu- sätzliche Sensorik und außerdem
- bei entsprechender Implementierung hochgenaue Bestimmung von Drehzahl und Beschleunigung der Windenergieanlage.
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Claims

Ansprüche
1. Verfahren zum Bestimmen einer äquivalenten Windgeschwindigkeit einer Rotorblattebene einer Windenergieanlage (100) mit einem Rotor (106) mit in ihrem Blattwinkel verstellbaren Rotorblättern (108), umfassend die Schritte:
- Bestimmen einer elektrischen in der Windenergieanlage (100) verfügbaren internen Leistung (Pava,Dc) in Abhängigkeit einer erfassten elektrischen Leistung (PDC) und einer erfassten Drehzahl (co) des Rotors (106) und
- Bestimmen der äquivalenten Windgeschwindigkeit (VWind) in Abhängigkeit der bestimmten verfügbaren internen Leistung (Pava,Dc) und der erfassten Drehzahl (co).
2. Verfahren nach Anspruch 1 , dadurch gekennzeichnet, dass in dem Schritt zum Bestimmen der äquivalenten Windgeschwindigkeit (VWind)
- wenigstens ein Blattwinkel (a) eines der Rotorblätter (108) berücksichtigt wird und außerdem oder alternativ
- Generatorverluste eines Generators, sowie optional Reibungsverluste rotierender Teile und/oder Leistungswandlungsverluste eines oder mehrerer Stromwandler der Windenergieanlage (100) berücksichtigt werden.
3. Verfahren nach Anspruch 1 oder 2, dadurch gekennzeichnet, dass
- zum Bestimmen der verfügbaren internen Leistung (Pava,Dc) ein Leistungsbeobachter (2) und außerdem oder alternativ
- zum Bestimmen der äquivalenten Windgeschwindigkeit (VWind) ein Windbeobachter (4) verwendet wird.
4. Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass der Windbeobachter (4) als Eingangsgrößen
- die bestimmte verfügbare interne Leistung (Pava,Dc) zuzüglich erfasster oder bestimmter Generatorverluste (PvGen), - die erfasste Drehzahl (co) und
- wenigstens einen Blattwinkel (a) erhält und außerdem oder alternativ das Windbeobachtungsmittel (4) als Ausgangsgrößen - die äquivalente Windgeschwindigkeit (VWind),
- eine bei optimalem Blattwinkel (a) und optimaler Schnelllaufzahl verfügbare Leistung und
- die aktuelle Schnelllaufzahl (λ) ausgibt.
5. Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass die Windenergieanlage (100) mittels eines einen Gleichspannungszwischenkreis aufweisenden Wechselrichters in ein elektrisches Versorgungsnetz (120) einspeist und die verfügbare interne Leistung (Pava,Dc) die an dem Gleichspannungszwischenkreis verfügbare Leistung bezeichnet.
6. Verfahren nach Anspruch 5, dadurch gekennzeichnet, dass als Eingangsgrößen zur Bestimmung der verfügbaren internen Leistung (Pava,Dc)
- die gemessene Drehzahl (co) des Rotors (106) und
- die in den Gleichspannungszwischenkreis eingespeiste elektrische Leistung (PDC) verwendet werden bzw. als Eingangsgrößen für den Leistungsbeobachter (2) verwendet werden.
7. Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass der bzw. ein zur Ermittlung der verfügbaren internen Leistung (Pava,Dc) verwendete Leistungsbeobachter (2) definiert ist durch die Struktur: τ 1
Figure imgf000024_0001
in der
J das gemeinsame Trägheitsmoment des Rotors und Generators bezeichnet, ω die Drehzahl des Generators ist, - koj und kT Parameter zur Beeinflussung der Dynamik des Beobachters sind ,
Tel als elektrisches Drehmoment bezeichnet wird und sich als Quotient eingespeister Leistung PDC in einen bzw. den elektrischen Zwischenspeicher und der Drehzahl ω berechnet und
Tmech, das mechanische Drehmoment des Rotors und Generators bezeichnet, wobei die beobachteten Größen mit einem A-Zeichen gekennzeichnet sind , zeitliche Ableitungen mit einem Punkt, und die zu ermittelnde verfügbare Leistung als Produkt aus beobachteter Drehzahl ώ und beobachtetem mechanischen Drehmoment fmech berechnet wird.
8. Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass aus der bestimmten äquivalenten Windgeschwindigkeit (VWind) eine insgesamt aus dem Wind entnehmbare und zur Einspeisung in ein bzw. das elektrische Versorgungsnetz (120) verfügbare Leistung (Pava,Dc) ermittelt wird .
9. Windenergieanlage (100) mit einem Rotor (106) mit in ihrem Blattwinkel (a) verstellbaren, eine Rotorblattebene überstreichende Rotorblättern (108), vorbereitet zum Erfassen einer äquivalenten Windgeschwindigkeit (VWind) der Rotorblattebene, umfassend
- ein Leistungsbeobachtungsmittel (2), vorbereitet zum Bestimmen einer elektrischen in der Windenergieanlage verfügbaren internen Leistung (Pava,Dc) in Abhängigkeit einer erfassten elektrischen Leistung (PDc) und einer erfassten Drehzahl (co) des Rotors (106) und - ein Windbeobachtermittel (4), vorbereitet zum Bestimmen der äquivalenten Windgeschwindigkeit (Vwind) in Abhängigkeit der bestimmten internen Leistung (Pava,Dc) und der erfassten Drehzahl (co).
10. Windenergieanlage (100) nach Anspruch 9, dadurch gekennzeichnet,
dass ein Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 8 ausgeführt wird.
1 1. Windpark (1 12) mit wenigstens zwei Windenergieanlagen (100) gemäß Anspruch 9 oder Anspruch 10, für den insbesondere eine Berechnung der insgesamt in das elektrische Versorgungsnetz einzuspeisenden Leistung durch Aufsummierung der durch die Windenergieanlagen jeweils einzeln berechneten Werte erfolgt.
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