DE102006063094B4

DE102006063094B4 - System und Verfahren zum Betrieb eines Windparks bei hohen Windgeschwindigkeiten

Info

Publication number: DE102006063094B4
Application number: DE102006063094.7A
Authority: DE
Inventors: Aaron John Avagliano; Ralph Teichmann; Kirk Gee Perce; Paul David Hopewell; Ameet Shridhar Deshpande; Sukru Alper Eker
Original assignee: General Electric Renovables Espana SL
Current assignee: General Electric Renovables Espana SL Es
Priority date: 2005-06-03
Filing date: 2006-03-24
Publication date: 2025-12-31
Anticipated expiration: 2026-03-25
Also published as: DE102006014121A1; CN1873219B; DK177538B1; US20060273595A1; CN1873219A; DK200600475A; DE102006014121B4; US8649911B2

Abstract

Verfahren zur Regelung der Nennleistung (110) einer Windkraftanlage (14), wobei das Verfahren (110) enthält:
Messen (112) einer Mehrzahl von Betriebsparametern (96) der Windkraftanlage (14),
Bewerten (114) der Mehrzahl von Betriebsparametern (96) im Hinblick auf die jeweiligen Nenndimensionierungen für die Betriebsparameter (100) und
zeitweiliges Erhöhen der Abgabenennleistung (116) der Windkraftanlage (14) in Abhängigkeit von der Bewertung unter Berücksichtigung der Male, die der Windkraftanlage bereits erlaubt worden ist, oberhalb des Nennleistungspunktes zu arbeiten, wobei das zeitweilige Erhöhen der Abgabenennleistung (116) ein zeitweiliges Betreiben der Windkraftanlage (14) mit einem höheren Moment oder einer höheren Drehzahl als dem Dimensionierungsnennmoment oder der Dimensionierungsnenndrehzahl enthält.

Description

Hintergrund
Die Erfindung bezieht sich allgemein auf das Gebiet der Windenergieerzeugung und insbesondere auf Techniken zur Regelung der Nennleistung von Windkraftanlagen.
Windkraftanlagen werden als eine umweltfreundliche und relativ kostengünstige alternative Energiequelle angesehen, die Windenergie zur Erzeugung elektrischer Energie nutzt. Eine Windkraftanlage oder Windturbine enthält im Wesentlichen einen Windrotor, der eine Mehrzahl von Blättern aufweist, die Windenergie in eine Drehbewegung einer Antriebswelle umwandeln, die ihrerseits zum Antrieb eines Rotors eines elektrischen Generators verwendet wird, um elektrische Energie zu erzeugen. Moderne Windenergieerzeugungssysteme nehmen typischerweise die Gestalt eines Windparks an, der mehrere solcher Windkraftanlagen enthält, die zum Einspeisen von Energie in ein Übertragungssystem betrieben werden können, das Energie an ein Versorgungsnetz liefert.
Wind ist eine diskontinuierliche Quelle, und die Gesamtenergieabgabe des Windparks wird von Änderungen der Windverhältnisse erheblich beeinflusst. Die Windverhältnisse können sich innerhalb eines relativ kurzen Zeitabschnittes drastisch verändern. Im Allgemeinen steigt die Leistungsabgabe einer Windkraftanlage mit der Windgeschwindigkeit an, bis die Windgeschwindigkeit die Nennwindgeschwindigkeit der Anlage erreicht. Bei einem weiteren Ansteigen der Windgeschwindigkeit arbeitet die Turbine bis zu einem Abschaltwert oder einem Auslöseniveau mit Nennleistung. Dies ist im Allgemeinen die Windgeschwindigkeit, bei der die dynamischen Belastungen der Windkraftanlage bewirken, dass die mechanischen Komponenten der Anlage eine Ermüdungsgrenze erreichen, und zur Verkürzung der Lebensdauer der Anlage führen. Als Schutzfunktion werden Windkraftanlagen bei Windgeschwindigkeiten, die höher als eine bestimmte Geschwindigkeit liegen, häufig zum Abschalten oder zum Verringern der Belastungen durch Regelung des Anstellwinkels bzw. Pitches der Blätter oder zum Bremsen des Rotors gezwungen, wodurch eine verringerte Energieabgabe der Windkraftanlage und folglich des Windparks hervorgerufen wird. Dies begrenzt jedoch die maximale Energieausbeute auf den Nennleistungspunkt und erhöht die tatsächlichen Kosten der Energie aus dem Windpark. Folglich besteht bei einer Windkraftanlage ein in ihrem Wesen liegender Zielkonflikt bzw. Trade-Off zwischen der Leistung, bei der sie arbeitet, und ihrer Lebensdauer, wie sie durch Bezug auf die Ermüdungsgrenze und andere Faktoren, d.h. die maximale Nennleistungsabgabe, geschützt ist.
Weiterhin sind die mechanischen und thermischen Belastungen die Hauptfaktoren, die die Dimensionierung einer Windkraftanlage bestimmen. Die maximale Leistungsabgabe einer Windkraftanlage wird in der Entwicklungsphase festgelegt und unter bestimmten konservativen Annahmen zur Wahl geeigneter Dimensionierungen für andere Schlüsselkomponenten, wie z.B. elektrische Generatoren, Transformatoren, Energieumwandlungseinrichtungen, Lager, Wellen, Getriebe usw. verwendet. Konservative Dimensionierungspraktiken und konstante Nennbemessungen dieser Komponenten erlauben es dem Bediener nicht, die Überschussenergie des Windes auszunutzen, wenn die volle Abgabenennleistung erreicht worden ist, selbst wenn in dem Wind weitere Energie enthalten sein kann. Demnach weisen die gegenwärtigen Vorgehensweisen unter Windbedingungen mit hohen Geschwindigkeiten Beschränkungen bei der Erzielung einer hohen Energieausbeute auf.
Es ist daher wünschenswert, eine Technik zur effizienten und kostengünstigen Ausnutzung der höheren Windenergie unter Windbedingungen mit hohen Windgeschwindigkeiten zu schaffen, während die Vergleichlebensdauer der Windkraftanlagen gesichert wird. Es ist auch wünschenswert die Auslegung der Windkraftanlagen zu verbessern, um höhere Windenergien auszunutzen als es mit den gegenwärtigen Ausführungen möglich ist.
Kurze Beschreibung
Kurz gesagt wird gemäß einem Aspekt der Technik ein Verfahren zur Regelung der Nennleistung einer Windkraftanlage geschaffen. Das Verfahren enthält die Messung einer Mehrzahl von Betriebsparametern der Windkraftanlage, die Einschätzung der Mehrzahl von Betriebsparametern im Hinblick auf die jeweiligen Nenndimensionierungen für die Betriebsparameter und eine zeitweilige Erhöhung der Abgabenennleistung der Windkraftanlage in Abhängigkeit von der Einschätzung. Durch die vorliegende Technik können Systeme und Computerprogramme geschaffen werden, die eine solche Funktionalität bereitstellen.
Die Druckschrift DE 31 50 824 A1 beschreibt eine Blatteinstellwinkelregelanordnung für Windturbogeneratoren mit horizontaler Achse und betrifft insbesondere Windturbogeneratoren, die mehrere im Einstellwinkel verstellbare Blätter mit Flügelprofil haben, welche an einem Rotor befestigt sind, der einen Synchrongenerator über ein Getriebe antreibt.
Die Druckschrift DE 33 42 583 A1 beschreibt ein Verfahren zum Betrieb einer Windkraftanlage mit einem windkraftgetriebenen Rotor zum Antrieb eines elektrische Energie erzeugenden Generators, bei welchem man durch eine Rotorblattverstellung die Leistungsaufnahme des Rotors der Windkraftanlage steuert.
Die Druckschrift DE 100 11 393 A1 beschreibt ein Steuerungssystem für eine Windkraftanlage, umfassen Sensormittel zur Erfassung von Messwerten, mit denen sich die aktuelle Belastung und/oder Beanspruchung der Turbine in Abhängigkeit von den örtlichen und meteorologischen Bedingungen direkt oder indirekt quantifizieren lässt.
Die Druckschrift DE 699 19 910 T2 beschreibt ein Verfahren zum Steuern des Betriebs eines Windrads und ein Windrad zur Verwendung in dem Verfahren.
Die Druckschrift US 4 193 005 A beschreibt ein Steuersystem für ein Windenergieumwandlungssystem mit horizontaler Achse und variabler Steigung, das Windenergie zur Erzeugung elektrischer Energie nutzt, und insbesondere ein geschlossenes Regelsystem, das den Steigungswinkel der Windturbinenblätter automatisch moduliert, um einen sicheren Betrieb zu gewährleisten und die Energiegewinnung aus dem Wind zu optimieren.
Die Druckschrift WO 2005/025026 beschreibt ein Verfahren zum Betrieb mindestens einer Windenergieanlage mit einem Rotor, einem mit dem Rotor gekoppelten elektrischen Generator zum Abgeben elektrischer Leistung in ein Energieverteilungsnetz mit Hilfe einer Regeleinrichtung.
Gemäß einem anderen Aspekt der Vorgehensweise wird ein Steuerungssystem zur Regelung der Nennleistung einer Windkraftanlage geschaffen. Das Steuerungssystem enthält eine Mehrzahl von Sensoren zum Messen einer Mehrzahl von Betriebsparametern der Windkraftanlage und einen Prozessor zur Einschätzung bzw. Auswertung der Mehrzahl von Betriebsparametern im Hinblick auf die jeweiligen Nenndimensionierungen der Betriebsparameter. Das Steuerungssystem enthält auch eine Steuerung zur zeitweiligen Erhöhung der Abgabenennleistung der Windkraftanlage in Abhängigkeit von der Einschätzung.
Gemäß einem weiteren Aspekt der vorliegenden Vorgehensweise wird eine Windkraftanlage geschaffen. Die Windkraftanlage enthält ein Steuerungssystem, das zur zeitweiligen Erhöhung der Abgabenennleistung der Windkraftanlage in Abhängigkeit von einer Einschätzung des Betriebszustandes der Windkraftanlage eingerichtet ist.
Gemäß einem weiteren Aspekt der vorliegenden Vorgehensweise wird ein Windpark geschaffen. Der Windpark enthält eine Mehrzahl von Windkraftanlagen und ein Windparksteuerungssystem. Die Mehrzahl von Windkraftanlagen kann zur gemeinsamen Einspeisung elektrischer Energie in ein Energieversorgungssystem betrieben werden. Das Windparksteuerungssystem ist zur zeitweiligen Erhöhung der Abgabenennleistung einer oder mehrerer aus der Mehrzahl von Windkraftanlagen in Abhängigkeit von einer Einschätzung der Betriebsbedingungen der jeweiligen Windkraftanlagen eingerichtet.
Zeichnungen
Diese und andere Merkmale, Aspekte und Vorteile der vorliegenden Erfindung werden besser verstanden, wenn die folgende detaillierte Beschreibung unter Bezugnahme auf die beigefügten Zeichnungen gelesen wird, in denen gleiche Bezugszeichen durch die Zeichnungen hindurch die gleichen Elemente darstellen:

1 zeigt eine schematische Darstellung eines Windenergieerzeugungssystems gemäß Aspekten der vorliegenden Vorgehensweise,
2 zeigt eine schematische Darstellung der funktionellen Komponenten einer Windkraftanlage gemäß Aspekten der vorliegenden Vorgehensweise,
3 zeigt eine schematische Darstellung des Steuerungsmechanismus einer Windkraftanlage gemäß Aspekten der vorliegenden Vorgehensweise,
4 zeigt eine graphische Darstellung eines Drehmoment-Drehzahl-Diagramms einer Windkraftanlage bei unterschiedlichen Windgeschwindigkeiten, und
5 zeigt ein Flussdiagramm, das ein beispielhaftes Verfahren zum Betrieb eines Windparks gemäß Aspekten der vorliegenden Vorgehensweise darstellt.

Detaillierte Beschreibung
Die vorliegende Vorgehensweise schafft ein System und ein Verfahren zur Regelung der Nennleistung einer Windkraftanlage. Bei der vorliegenden Vorgehensweise ist Leistung als Scheinleistung definiert und enthält demnach eine Wirk- und eine Blindleistungskomponente. Die Vorgehensweise kann über ein zentrales oder überwachendes Windparksteuerungssystem auf eine ähnliche Nennbemessung eines Windparks, der eine Mehrzahl von Windkraftanlagen enthält, bei hohen Windgeschwindigkeiten ausgeweitet werden. In bestimmten Ausführungsformen kann das Windparksteuerungssystem zur Regelung der Nennleistung des Windparks durch eine zeitweilige Erhöhung der Abgabenennleistung der Windkraftanlagen so betrieben werden, dass die Vergleichslebensdauer der Windkraftanlagen nicht beeinträchtigt wird. Ausführungsformen der vorliegenden Vorgehensweise sind unten allgemein unter Bezug auf die 1-5 im Detail beschrieben.
1 zeigt ein beispielhaftes Windenergieerzeugungssystem 10 gemäß Aspekten der vorliegende Vorgehensweise. Das Windenergieerzeugungssystem 10 enthält einen Windpark 12, der eine Mehrzahl von Windkraftanlagen 14, 16, 18 enthält, die zur Lieferung elektrischer Energie an ein Energieversorgungssystem 20 betreiben werden können. Das Versorgungssystem 20 kann zusätzlich Energie von anderen Energieerzeugungseinheiten 22 beziehen, um Schwankungen der Energieabgabe des Windparks 12 infolge sich ändernder Windbedingungen auszugleichen. Die anderen Energieerzeugungseinheiten 22 können z.B. u.a. Wärme-, Wasser- oder Kernkraftwerke umfassen.
Die Windkraftanlagen 14, 16, 18 enthalten Turbinenrotoren 24, 26, 28, die eine Mehrzahl von Blättern aufweisen, die die Rotoren elektrischer Generatoren 30, 32, 34 antreiben, um elektrische Energie zu erzeugen. Die von den Generatoren 30, 32, 34 erzeugte elektrische Energie kann durch Anlagentransformatoren 36, 38, 40 hochtransformiert werden, bevor sie in ein Mittelspannungsverteilungsnetz 42 eingespeist wird. In der dargestellten Ausführungsform wird eine Einspeiseeinrichtung bzw. ein Feeder 44 verwendet, um die Energieabgabe der Windkraftanlagen 14, 16, 18 zur Einspeisung mit dem Mittelspannungsverteilungsnetz 42 zu koppeln. In einer typischen Anwendung führt das Mittelspannungsverteilungsnetz 42 die Energie von mehreren Einspeiseeinrichtungen (nicht gezeigt) zusammen, wobei jede Einspeiseeinrichtung die Energieabgaben einer Mehrzahl von Windkraftanlagen bündelt. In bestimmten Ausführungsformen wird die Energie von den Windkraftanlagen 14, 16, 18 über Schaltvorrichtungen 46, 48, 50, die z.B. einen elektrischen Leistungsschalter enthalten können, der Einspeiseeinrichtung 44 zugeführt. Solche Schaltvorrichtungen werden in Windenergieerzeugungssystemen im Allgemeinen verwendet, um die Energieerzeugung einer oder mehrerer der Windkraftanlagen unter Starkwindbedingungen mit einer hohen Turbulenzintensität abzuschalten. Ein Stationstransformator 52 wird im Allgemeinen verwendet, um die Spannung der Energie aus dem Mittelspannungsverteilungsnetz 42 auf die von dem Versorgungssystem 20 benötigte Übertragungsspannung herauf- oder herunter zu transformieren.
Gemäß der vorliegenden Vorgehensweise enthält der Windpark 12 ein Windparksteuerungssystem 54, das eine zentrale Überwachungsstation 56 und eine zentrale Steuerung 58 aufweist. In der dargestellten Ausführungsform kann das Windparksteuerungssystem 54 zur Überwachung und Steuerung der Gesamtleistungsabgabe des Windparks 12 betrieben werden. Das Windparksteuerungssystem 54 enthält ferner Leistungssensoren, wie z.B. Spannungs- und Stromsensoren 60, die zur Messung der Gesamtleistungsabgabe des Windparks 12 eingerichtet sind und entweder an den Ausgang des Stationstransformators 52 (wie in 1 dargestellt) oder an einen Punkt in dem Mittelspannungsverteilungsnetz 42 angeschlossen sein können.
Das Windparksteuerungssystem 54 ist dazu eingerichtet, mit den einzelnen Windkraftanlagen über Kommunikationsverbindungen 62 zu kommunizieren, die in Hardware und Software ausgeführt sein können. In bestimmten Ausführungsformen können die Kommunikationsverbindungen 62 dazu eingerichtet sein, gemäß einem beliebigen leitungsgebundenen oder drahtlosen, einem Fachmann bekannten Kommunikationsprotokoll von Ferne Datensignale zu und von dem Windparksteuerungssystem 54 zu übertragen. Wie später erörtert wird können solche Datensignale Signale, die für die Betriebszustände der einzelnen Windkraftanlagen kennzeichnend sind und die an das Windparksteuerungssystem 54 übertragen werden, und verschiedene Befehlssignale enthalten, die von dem Windparksteuerungssystem 54 an die einzelnen Windkraftanlagen übertragen werden. Das Windparksteuerungssystem 54 kann weiterhin mit dem Mittelspannungsverteilungsnetz 42 in Verbindung stehen und zum Steuern verschiedener Schaltvorrichtungen in dem Netz 42, wie z.B. Kondensatoren und Induktivitäten (nicht gezeigt) betreibbar sein, um die Leistungsabgabe des Windparks 12 innerhalb der von den Betreibern des Übertragungssystems gesetzten Vorgaben zu steuern.
Wie zuvor erörtert sind die Windkraftanlagen 14, 16, 18 allgemein zur Energieerzeugung bei Windgeschwindigkeiten unterhalb eines vorbestimmten Schwellenwertes ausgelegt, der auch als Schutzgrenze der Windgeschwindigkeit und als Abschaltwindgeschwindigkeit bezeichnet wird. Die Abgabenennleistung der Windkraftanlage kann in der dargestellten Ausführungsform jedoch in Abhängigkeit von den Einschätzungen bzw. Bewertungen der Betriebszustände zeitweilig so erhöht werden, dass die Vergleichslebensdauer der Windkraftanlagen nicht beeinträchtigt wird. In Verbindung mit Variationen und Zeitabschnitten, in denen die Turbine unterhalb der maximalen Nennleistung betreiben wird, kann die Turbine z.B. für kurze Zeiträume oberhalb des Nennleistungspunktes betrieben werden, wobei die erwarteten Lebensdauererwartungen der Anlagen immer noch eingehalten werden. Diese Entscheidung kann durch eine Betrachtung des Lastzyklus der Maschine leicht vorgenommen werden.
Zusätzlich weist jede der Windkraftanlagen eine autonome Steuerungsschutzfunktion auf, die die Windkraftanlage zum Auslösen oder Abschalten der Energieerzeugung zwingt, wenn die Windgeschwindigkeiten an der Windkraftanlage die Schutzgrenze der Windgeschwindigkeit übersteigt und die Vergleichslebensdauer der Windkraftanlagen beeinträchtigt würde, wie z.B. unter Starkwindbedingungen mit einer hohen Turbulenzintensität. In einer Ausführungsform, wie z.B. in dem Fall einer Windkraftanlage mit in einem variablen Anstellwinkel verstellbaren Blättern, kann ein Abschaltvorgang das Einstellen der Blätter auf Anhalten (Stall, d.h. in 90° zur Windrichtung) oder auf Segelstellung (Feather, d.h. in 0° zur Windrichtung) enthalten, was zu einer minimalen Aufnahme von Windenergie durch die Blätter führt. In einer weiteren Ausführungsform kann ein Abschaltvorgang ein mechanisches Bremsen des Turbinenrotors enthalten. In noch einer weiteren Ausführungsform kann ein Abschalten über die Schaltvorrichtungen erreicht werden, wie es in 1 dargestellt ist.
Die vorliegende Vorgehensweise schafft einen Steuerungsmechanismus, durch den die Abgabenennleistung der Windkraftanlagen zwischenzeitlich erhöht werden kann, um die gesamte Leistungsabgabe des Windparks 12 zu steigern. Gemäß Aspekten der vorliegenden Vorgehensweise sind die einzelnen Windkraftanlagen dazu eingerichtet, ihre erhöhte Abgabenennleistung vorherzusehen und ein Signal an das Windparksteuerungssystem 54 zu übertragen. Das Signal enthält typischerweise eine Anforderung der Windkraftanlage zum Betrieb der Windkraftanlage bei einer gegenüber ihrer Abgabenennleistung erhöhten Leistungsabgabe, um die höhere Windenergie auszunutzen. Das Windparksteuerungssystem 54 ist dazu eingerichtet, die Betriebszustände der einzelnen Windkraftanlagen zu überwachen, die Anforderung automatisch oder durch eine Bedienerschnittstelle einzuschätzen und die Anforderung in Abhängigkeit von einer Niveaueinschätzung der Betriebsbedingungen des Windparks, die durch das Windparksteuerungssystem 54 automatisch oder durch die Bediener ausgeführt wird, zu genehmigen oder abzulehnen. Die Auswahl einzelner Windkraftanlagen, denen ein Betrieb bei einer höheren Nennleistung erlaubt wird, kann auch auf eine Windparkniveaueinschätzung der Betriebsbedingungen der Windkraftanlagen unter Berücksichtigung anderer Bedingungen gestützt sein, wie z.B. der Leistungsabgabe der anderen Energieerzeugungseinheiten 22, der Lebensdauer der einzelnen Windkraftanlagen und der Anzahl der Male, die den Windkraftanlagen bereits erlaubt worden ist, oberhalb des Nennleistungspunktes zu arbeiten usw..
Wie in 2 dargestellt kann an den einzelnen Windkraftanlagen eine breite Vielfalt von Sensoren installiert sein, um die Betriebsparameter, wie z.B. elektrische, mechanische, thermische oder meteorologische Betriebsparameter, die den Betriebszustand der jeweiligen Windkraftanlage wiedergeben, zu erfassen und kontinuierlich zu überwachen. Zum Beispiel können ein oder mehrere Sensoren verwendet werden, um die Windgeschwindigkeit, die mittlere Windgeschwindigkeit, die Windgeschwindigkeitsvarianz und/oder die Windturbulenzintensität zu erfassen. Alternativ kann ein Sensor, wie z.B. ein Anemometer 64 eingebaut sein, um Daten bzgl. der Windgeschwindigkeit zu erfassen. Die Windgeschwindigkeitsvarianz und demnach die Windturbulenzintensität, die ein Verhältnis zwischen der mittleren Windgeschwindigkeit und der Windgeschwindigkeitsvarianz ist, können dann indirekt aus der mittleren Windgeschwindigkeit und der Rotordrehzahl abgeleitet werden.
In ähnlicher Weise können ein Temperatursensor 66 und/oder ein Drucksensor 68 an der Windkraftanlage 14 installiert sein, um die Umgebungstemperatur und/oder den Atmosphärendruck zu erfassen. Wie von einem Fachmann erkannt wird, kann eine projizierte Windgeschwindigkeit auch aus den oben erfassten Parametern abgeleitet werden. Weiterhin können ein oder mehrere Sensoren 70 an den Turbinenblätter 72 installiert sein, um den Anstellwinkel des Blattes und die mechanische Beanspruchung des Turbinenblattes 72 zu erfassen. Die mechanischen Beanspruchungen, denen die Turbinenwelle 74, das Getriebe 76 oder mechanische Komponenten des Generators 78 ausgesetzt sind, können weiterhin über Sensoren 80 erfasst werden, die an der Turbinenwelle 74, dem Getriebe 76 und/oder dem Generator 78 installiert sind.
Zusätzlich können Sensoren 82 zur Messung des Drehmoments oder der Drehzahl des Generators 78 oder des Rotors installiert sein. Weiterhin können thermische Sensoren 84 an der Turbinenwelle 74, dem Getriebe 76 und/oder dem Generator 78 installiert sein, um die thermische Beanspruchung zu überwachen, der die Windkraftanlage 14 ausgesetzt ist. Die Überwachung der thermischen Beanspruchung kann eine kontinuierliche Überwachung der Betriebstemperaturen der die Leistung begrenzenden Schlüsselkomponenten in der Windkraftanlage, wie z.B. des elektrischen Generators, der Leistungsumrichter und des Transformator umfassen. In bestimmten Ausführungsformen kann die Überwachung ausgeweitet werden, um mechanische Aspekte, wie z.B. die Getriebeöltemperatur, einzubeziehen, die auch ein zusätzliches Bild von der mechanischen Beanspruchung des Getriebes 76 vermitteln kann. Weiterhin können ein oder mehrere elektrische Sensoren 86 in dem Generator 78 eingebaut sein, um den Strom, die Spannung und/oder die Abgabeleistung der Windkraftanlage 14 zu messen, um die elektrische Beanspruchung zu berechnen.
Die erfassten Betriebsparameter können dann an eine Steuerung bzw. einen Prozessor 88 übertragen werden, wo eine Einschätzung des Betriebszustandes der Windkraftanlage 14 in Abhängigkeit von den Betriebsparametern vorgenommen wird. Die Steuerung 88 kann dann entscheiden, die Abgabenennleistung der Windkraftanlage 14 in Abhängigkeit von der Einschätzung zeitweilig zu erhöhen oder nicht, wie es unten genauer beschrieben wird. Die Anforderung einer Erhöhung der Abgabenennleistung kann dann durch eine Netzwerkschnittstelle 90 über die Kommunikationsverbindung 62, wie z.B. eine optische Faser- oder eine Ethernetverbindung, dem Windparksteuerungssystem 54 übermittelt werden. Alternativ können die erfassten Betriebsparameter und/oder die Einschätzung des Betriebszustandes der Windkraftanlage 14 in Abhängigkeit von den Betriebsparametern über die Kommunikationsverbindung 62 dem Windparksteuerungssystem 54 direkt mitgeteilt werden. Das Windparksteuerungssystem 54 kann dann entscheiden, die Abgebenennleistung der Windkraftanlage 14 in Abhängigkeit von dem Betriebszustand der Windkraftanlage zeitweilig zu erhöhen oder nicht. Wie zuvor beschrieben kann das Windparksteuerungssystem 54 diese Entscheidung in Abhängigkeit von vielfältigen anderen Faktoren entweder automatisch oder durch Bediener fällen und dieselbe zurück an die Steuerung 88 übermitteln. Im Falle einer Bestätigung kann die Steuerung 88 danach die Abgabenennleistung der Windkraftanlage 14 heraufsetzen, um für eine Übergangszeit die Überschusswindenergie so auszunutzen, dass die Vergleichslebensdauer der Windkraftanlage 14 nicht beeinträchtigt wird. Es sollte erkannt werden, dass die Dauer der Übergangszeit in bestimmten Ausführungsformen in Abhängigkeit von der Einschätzung der Betriebsbedingungen vorbestimmt sein kann.
Die Einschätzung der Betriebsbedingungen der Windkraftanlage zur zeitweiligen Anhebung der Abgabenennleistung der Windkraftanlage wird durch einen schematischen Steuerungsmechanismus 92 beschrieben, wie er in 3 dargestellt ist. Die wie oben beschrieben an den Windkraftanlagen angebrachten elektrischen, mechanischen, thermischen und/oder meteorologischen Sensoren 94 messen verschiedene Betriebsparameter 96, die den Betriebszustand der Windkraftanlage wiedergeben. Diese Parameter 96 können z.B. mechanische Belastungen, die Windgeschwindigkeit, die mittlere Windgeschwindigkeit, die Windgeschwindigkeitsvarianz, die Windturbulenzintensität, die projizierte Windgeschwindigkeit, Temperaturbelastungen, die Atmosphärentemperatur, den Atmosphärendruck, die Luftdichte, die Abgabeleistung der Windkraftanlage, das Drehmoment oder die Drehzahl des Generators oder Rotors und/oder den Blattanstellwinkel enthalten. Die Betriebsparameter 96 können dann in einem Speicher 98 gespeichert werden. Es sollte erkannt werden, dass jede beliebige Art von Speicher 98 von dem Steuerungssystem verwendet werden kann. Der Speicher 98 kann weiterhin die Nenndimensionierungen 100 für die erfassten Betriebsparameter speichern. Die Betriebsparameter 96 werden dann durch die Steuerung 88 mit ihren jeweiligen Nenndimensionierungen verglichen, um die Betriebsbedingungen der Windkraftanlage einzuschätzen bzw. zu bewerten. Die Steuerung 88 kann dann entscheiden, ob die Abgabenennleistung der Windkraftanlage unter den Echtzeitbetriebsbedingungen heraufzusetzen ist oder nicht. Mit anderen Worten wird die Nennleistung der Windkraftanlage auf Echtzeitbasis bestimmt. Wie von Fachleuten erkannt wird, wird bei dem Vergleich in zahlreichen Systemen ein Satz solcher Parameter für den Vergleich verwendet, während einzelne Parameter mir ihren Bemessungsgrenzen oder -bereichen verglichen werden können. Die Vorgehensweise kann auch die Erzeugung eines Verbundparameters verlangen, der auf die gemessenen und die Dimensionierungswerte gestützt ist, so dass mehrere Faktoren gleichzeitig berücksichtigt werden können. Die spezielle Zusammensetzung und ihre Berechnung wird typischerweise von der Ausführung der Anlage und den Wünschen des Bedieners zur Einhaltung der Bemessungsgrenzen abhängen.
Zum Beispiel berücksichtigt eine konstante Nennleistung (Flat Rating) von Windkraftanlagen nicht die zusätzliche Kapazität, die in den elektrischen Komponenten der Windkraftanlage vorhanden sein kann. Eine solche Kapazität kann sich infolge der Ungewissheiten im Zusammenhang mit der Umgebungskühlung und dem zurückliegenden Betriebsverlauf ergeben. Kaltes Wetter führt bei einem gegebenen Leistungsdurchsatz infolge der verbesserten verfügbaren Kühlung z.B. zu niedrigeren Anlagentemperaturen als bei heißem Wetter. Darüberhinaus hat ein System, das für eine beträchtliche Zeit unbelastet gewesen und dadurch abgekühlt ist, eine wesentlich höhere Kurzzeitleistungsfähigkeit als eine Maschine, die sich bereits nahe an ihrer Maximaltemperatur befindet. Die Steuerung 88 kann in Abhängigkeit von thermischen Informationen aus einer kontinuierlichen Temperaturüberwachung eine in Echtzeit verfügbare Nennleistung bestimmen und die Abgabenennleistung in Abhängigkeit von der in Echtzeit verfügbaren Nennleistung zeitweilig erhöhen. Die Steuerung kann dann die Erlaubnis erteilen von dem Windparksteuerungssystem 54 anfordern, um das Heraufstufen der Windkraftanlage bis zu dem Niveau der verfügbaren wirklichen Kapazität unter der herrschenden Windstärke zuzulassen. Die Abgabenennleistung der Windkraftanlage wird durch die Turbinen- und Generatorsteuerung 102 dynamisch verändert. Wie von Fachleuten erkannt wird, kann die Abgabenennleistung der Windkraftanlage erhöht werden, indem die Windkraftanlage mit einem höheren Drehmoment oder einer höheren Drehzahl als dem Nenndrehmoment oder der Nenndrehzahl der Dimensionierung betrieben werden. Alternativ kann die Abgabenennleistung der Windkraftanlage in einigen Ausführungsformen bei einem beliebigen Moment und einer beliebigen Drehzahl der Windkraftanlage durch einen Betrieb der Windkraftanlage bei höheren Ausgangsströmen als den Nennströmen der Dimensionierung erhöht werden. Es sollte erkannt werden, dass dies eine Erhöhung der Leistungsabgabefähigkeiten selbst bei niedriger oder gar keiner Windgeschwindigkeit ermöglicht, was bei einer reinen Blindleistungserzeugung der Fall ist, wenn nur der Umrichter in Betrieb ist.
Wie von einem Fachmann erkannt wird, werden in ähnlicher Weise Materialien, die einer zyklischen bzw. Wechselbelastung ausgesetzt sind, bei einer wesentlich niedrigeren Belastung als ihrer Höchstlast versagen. Folglich baut die Turbine bei einem Wind mit hoher Geschwindigkeit und geringer Turbulenz (hohe mittlere Windgeschwindigkeit und geringe Windvarianz) eine Ermüdung mit einer geringeren Geschwindigkeit auf, weil es die Windvarianz und nicht die mittlere Windgeschwindigkeit ist, die hauptsächlich zur Ermüdung beiträgt, und dementsprechend kann die Entscheidung gefällt werden, die Turbine heraufzustufen, um die Energieausbeute zu erhöhen, ohne die Vergleichslebensdauer zu opfern. Die Erhöhung der Abgabenennleistung der Windkraftanlage unter Bedingungen mit einer hoher Windgeschwindigkeit ist genauer mit Hilfe des Drehmoment-Drehzahl-Diagramms 104 für eine Windkraftanlage erläutert, das in 4 gezeigt ist.
Wie dargestellt zeigt die durchgezogene Linie 106 die verschiedenen Zustände, die eine Windkraftanlage durchläuft, wenn die Windgeschwindigkeit von der Einschaltwindgeschwindigkeit (≈4 m/s) auf sehr hohe Windgeschwindigkeiten (18 m/s) ansteigt. An dem Punkt A, wenn der Wind die Einschaltgeschwindigkeit erreicht, startet die Turbine. Wenn die Windgeschwindigkeit ansteigt, ist die Anlage darauf ausgerichtet, aus dem auftreffenden Wind die maximale Energie zu gewinnen, weswegen der Anstellwinkel bei einem kleinen Anstellwinkel bzw. Fine Pitch (nahezu in Windrichtung ausgerichtet) fixiert ist. Bei einem gegebenen kleinen Anstellwinkel und einer Windgeschwindigkeit von bspw. 6 m/s liegen die Anlagenzustände, die durch eine Veränderung des Drehmomentes erreicht werden können, auf der mit 6 m/s bezeichneten gepunkteten Linie. Auf dieser Linie wird die Windkraftanlage an dem Punkt betrieben, an dem die Leistung (d.h. das Produkt aus Drehmoment und Drehzahl) maximal ist. Die Betriebszustände aller solcher Punkte bei verschiedenen Windgeschwindigkeiten bilden die durchgezogene Linie A-F-H-C. Diese Betriebsweise kann als ein „Unter-Nennbetrieb“ (Below Rated Operation) bezeichnet werden. Wenn die Windgeschwindigkeit weiter ansteigt, besteht die Gefahr, dass die Turbine ihre Höchstbelastungs- bzw. Ermüdungsgrenze erreicht. Daher wird die Energieausbeute durch ein Anstellen der Blätter begrenzt. Der Punkt E wird als der Nennleistungspunkt bezeichnet, und das Moment und die Drehzahl an diesem Punkt werden als Nennmoment (T_E, typischerweise etwa 10090 Nm in einer gegenwärtigen Ausführung) und Generatornenndrehzahl (N_E, typischerweise etwa 1440 Umdrehungen pro Minute in der gegenwärtigen Ausführung) bezeichnet. Wenn die Windgeschwindigkeit die Nenngeschwindigkeit (14 m/s in dem obigen Diagramm für das beispielhafte System) überschreitet, wird der Anstellwinkel so verändert, dass der Turbinenbetriebszustand (gepunktete Linien für 16 m/s und 18 m/s) den Punkt E durchlaufen. Dies kann als ein „Über-Nennbetrieb“ bezeichnet werden. Kurz gesagt wird bei der Unter-Nennbetriebsweise der Anstellwinkel konstant gehalten (Fine Pitch) und das Moment verändert, während bei der Über-Nennbetriebsweise das Moment konstant gehalten und der Anstellwinkel verändert wird und die Turbine an dem Punkt E in dem Drehmoment-Drehzahl-Diagramm bleibt.
Im Allgemeinen ist der Nennleistungspunkt E ein fest vorgegebener Wert, der die von der Windkraftanlage unter Starkwindbedingungen gewonnene maximale Leistung begrenzt. Wie oben beschrieben wird der Nennleistungspunkt E gemäß der vorliegenden Vorgehensweise jedoch in Abhängigkeit von der mittleren Windgeschwindigkeit (V) und der Windvarianz (S) für kurze Zeiträume in dem Drehmoment-Drehzahl-Diagramm dynamisch verändert oder angehoben. Die Lage des Nennleistungspunktes E hängt von Höchst- und Übermüdungsbelastungsüberlegungen ab. Im Hinblick auf rein mechanische Überlegungen (Zentrifugalbeanspruchungen) kann die Anlagendrehzahl innerhalb einer maximalen Drehzahlgrenze (allgemein etwa 1600 Umdrehungen/Minute für eine beispielhafte gegenwärtige Ausführung) gehalten werden, und im Hinblick auf elektrische Grenzen der Anlage kann die Anlage z.B. innerhalb einer maximalen Drehmomentgrenze (allgemein etwa 11030 Nm für dieselbe gegenwärtige Ausführung) gehalten werden. Wenn das Nennmoment die Anlagennenndrehzahl unterhalb der maximalen Drehzahl- und maximalen Momentgrenzen liegen, kann die Windkraftanlage innerhalb eines schmalen Fensters (1440-1600 Umdrehungen pro Minute und 10090-11030 Nm) ohne ein Überschreiten der Höchstbelastungen heraufgestuft werden.
Es sollte angemerkt werden, dass Ermüdungsbelastungen sich über die Zeit hinweg ansammeln. Die Gefahr von letztendlichen Erhaltungsproblemen und sogar einem Ausfall steigt an, wenn die Systeme die Ermüdungsgrenzen ihrer Dimensionierung überschreiten. Die Ermüdung kann in Abhängigkeit von den Windverhältnissen der Vergangenheit unter Verwendung von einer auf erzeugte Übertragungsfunktionen der Leistungs- und Schadensraten gestützten Signalverarbeitung in Echtzeit berechnet werden. Weil die Vergleichslebensdauer einer Anlage unter der Annahme der ungünstigst möglichen Turbulenz (Worst Case) berechnet worden ist, besteht immer dann die Möglichkeit des Heraufsetzens der Turbine, wenn die Windvarianz kleiner als die angenommene, ungünstigst mögliche Turbulenz ist, wobei die Lebensdauer größer als vorhergesagt gehalten wird.
Wie von einem Fachmann erkannt wird, können die speziellen Betriebsbedingungen und die Entscheidung, ob die Windkraftanlage in Abhängigkeit von der Einschätzung der speziellen Betriebsbedingungen heraufzustufen ist oder nicht, in dem Speicher für eine zukünftige Bezugnahme gespeichert werden. Ein optimaler Drehmoment-Drehzahl-Plan für den Nennleistungspunkt kann daher in Abhängigkeit von dem vergangenen Betriebszustandsgeschehen und den in dem Speicher gespeicherten Entscheidungen abgeleitet werden. Alternativ kann der optimale Drehmoment-Drehzahl-Plan während der Dimensionierungsphase der Windkraftanlagen durch eine beliebige Windkraftanlagensimulationssoftware gewonnen werden, die die Leistungsabgabe der Windkraftanlage unter der Nebenbedingung der Lebenserwartung durch Veränderung des Nennleistungspunktes als eine Funktion der Betriebsparameter (typischerweise der eingegebenen Windeigenschaften, wie z.B. der mittleren Windgeschwindigkeit und der Windvarianz) optimiert. Eine Windkraftanlage kann dann für die gegenwärtigen Betriebsbedingungen durch eine dynamische Veränderung des Nennleistungspunktes in Abhängigkeit von dem gewonnenen optimalen Moment-Drehzahl-Plan heraufgestuft werden.
Eine beispielhafte Steuerungslogik für eine auf die Betriebsbedingungen der Windkraftanlage gestützte Regelung der Nennleistung der Windkraftanlage ist in 5 dargestellt. Wie dargestellt können in der beispielhaften Logik, die allgemein mit den Bezugszeichen 110 bezeichnet ist, eine Vielzahl von Betriebsparametern der Windkraftanlage in dem Schritt 112 durch einen oder mehrere Sensoren erfasst und überwacht werden. Die Mehrzahl der Betriebsparameter wird dann in dem Schritt 114 im Hinblick auf die jeweiligen Nenndimensionierungen für die Betriebsparameter durch eine Steuerung eingeschätzt bzw. ausgewertet. Es sollte erkannt werden, dass die Einschätzung über eine lokale Steuerung oder über ein Windparksteuerungssystem ausgeführt werden kann. Die Abgabenennleistung der Windkraftanlage kann dann in dem Schritt 116 in Abhängigkeit von der Einschätzung unter Starkwindbedingungen zeitweilig erhöht werden.
Die Vorgehensweisen zur zeitweiligen Erhöhung der Nennleistung der Windkraftanlage, wie sie in den verschiedenen, oben erörterten Ausführungsformen beschrieben worden sind, liefern eine erhöhte Energieabgabe unter Verwendung der vorhandenen Windkraftanlage ohne eine Verringerung ihrer Vergleichslebensdauer. Alternativ kann eine Windkraftanlage von niedrigerer Nennleistung als die gegenwärtig verwendete eingesetzt werden, um den gleichen Wert der Energieabgabe zu erreichen. Eine Kenntnis der mechanischen, thermischen und/oder elektrischen Betriebsbedingungen in Echtzeit ermöglicht die Einschätzung der ungenutzten Kapazität innerhalb der Dimensionierung und kann daher die Gewinnung zusätzlicher Windenergie ohne eine Überschreitung der kritischen mechanischen, elektrischen und/oder thermischen Belastungsgrenzen ermöglichen. Die flexible, zustandsabhängige Nennleistungsfestlegung in Echtzeit ermöglicht es, diese zusätzliche Energie ohne zusätzliche Kosten zu gewinnen. Es sollte erkannt werden, dass in bestimmten Ausführungsformen sowohl die Abgabenennleistung als auch die Lebensdauer der Windkraftanlage über die gegenwärtige Energieabgabe und die Vergleichslebensdauer hinaus steigen können, weil die Anlage einer minimalen Windvarianz ausgesetzt ist.
Wie von einem Fachmann erkannt wird, ermöglicht es die vorliegende Vorgehensweise, die maximale Leistungsabgabe einer Windkraftanlage zu erhöhen, ohne eine Veränderung an der materiellen Ausstattung bzw. „Hardware“ der Anlage nach sich zu ziehen, und sie kann daher als eine Aufwertung des Steuerungssystems an bestehenden Windkraftanlagen nachgerüstet werden. Kurz gesagt führt die vorliegenden Vorgehensweisen zu einer höheren jährlichen Energieausbeute, niedrigeren Energiekosten und einer gesteigerten Effizienz der bestehenden Anlage und Ausrüstung bei minimalen Veränderungen an der materiellen Ausstattung.
Eine Technik 110 zum Betreiben eines Windparks 12 bei einer erhöhten Abgabenennleistung wird geschaffen. Die Technik 110 umfasst die Messung 112 einer Mehrzahl von Betriebsparametern 96 der Windkraftanlage 14, die Einschätzung 114 der Mehrzahl von Betriebsparametern 96 im Hinblick auf die jeweiligen Nenndimensionierungen der Betriebsparameter 100 und ein zeitweiliges Erhöhen der Abgabenennleistung 116 der Windkraftanlage 14 in Abhängigkeit von der Einschätzung.
Bezugszeichenliste:

10: Windenergieerzeugungssystem
12: Windpark
14: Windkraftanlage
16: Windkraftanlage
18: Windkraftanlage
20: Energieversorgungssystem
22: andere Energieerzeugungseinheiten
24: Turbinenrotor
26: Turbinenrotor
28: Turbinenrotor
30: elektrischer Generator
32: elektrischer Generator
34: elektrischer Generator
36: Anlagentransformator
38: Anlagentransformator
40: Anlagentransformator
42: Mittelspannungsverteilungsnetz
44: Einspeiseeinrichtung
46: Schaltvorrichtung
48: Schaltvorrichtung
50: Schaltvorrichtung
52: Stationstransformator
54: Windparksteuerungssystem
56: zentrale Überwachungsstation
58: zentrale Steuerung
60: Leistungssensoren
62: Kommunikationsverbindung
64: Anemometer
66: Temperatursensor
68: Drucksensor
70: Sensoren an dem Turbinenblatt
72: Turbinenblatt
74: Turbinenwelle
76: Getriebe
78: elektrischer Generator
80: mechanischer Sensor
82: Drehzahlsensor
84: thermischer Sensor
86: elektrischer Sensor
88: Steuerung
90: Netzwerkschnittstelle
92: Steuerungsmechanismus zur Leistungsheraufstufung
94: Sensoren
96: Betriebsparameter
98: Speicher
100: Nenndimensionierungen für die erfassten Betriebsparameter
102: Turbinen- und Generatorsteuerung
104: Drehmoment-Drehzahl-Diagramm
106: Durchgezogene Linie in dem Drehmoment-Drehzahl-Diagramm
110: Vorgehensweise zur Regelung der Nennleistung einer Windkraftanlage
112: Überwachung bzw. Erfassung von Betriebsparametern
114: Einschätzung der Betriebsparameter im Hinblick auf die jeweiligen Nenndimensionierungen für die Betriebsparameter
116: Zeitweilige Erhöhung der Abgabenennleistung in Abhängigkeit von der Einschätzung

Claims

Verfahren zur Regelung der Nennleistung (110) einer Windkraftanlage (14), wobei das Verfahren (110) enthält: Messen (112) einer Mehrzahl von Betriebsparametern (96) der Windkraftanlage (14), Bewerten (114) der Mehrzahl von Betriebsparametern (96) im Hinblick auf die jeweiligen Nenndimensionierungen für die Betriebsparameter (100) und zeitweiliges Erhöhen der Abgabenennleistung (116) der Windkraftanlage (14) in Abhängigkeit von der Bewertung unter Berücksichtigung der Male, die der Windkraftanlage bereits erlaubt worden ist, oberhalb des Nennleistungspunktes zu arbeiten, wobei das zeitweilige Erhöhen der Abgabenennleistung (116) ein zeitweiliges Betreiben der Windkraftanlage (14) mit einem höheren Moment oder einer höheren Drehzahl als dem Dimensionierungsnennmoment oder der Dimensionierungsnenndrehzahl enthält.
Verfahren (110) nach Anspruch 1, bei dem die Mehrzahl der Betriebsparameter (96) elektrische Betriebsparameter, mechanische Betriebsparameter, thermische Betriebsparameter, meteorologische Betriebsparameter oder beliebige Kombinationen derselben enthält.
Verfahren (110) nach Anspruch 1, bei dem das zeitweilige Erhöhen der Abgabenennleistung (116) ein zeitweiliges Betreiben der Windkraftanlage (14) bei höheren Ausgangsströmen als dem Dimensionierungsnennstrom enthält.
Verfahren (110) nach Anspruch 1, bei dem das zeitweilige Erhöhen der Abgabenennleistung (116) ein dynamisches Verändern eines Nennleistungspunktes enthält, wobei der Nennleistungspunkt ein Nenndrehmoment oder eine Nenndrehzahl einer Anlage oder beides enthält.
Verfahren (110) nach Anspruch 1, bei dem das zeitweilige Erhöhen der Abgabenennleistung (116) ein zeitweiliges Erhöhen der Abgabenennleistung bei Wind mit hoher Geschwindigkeit und geringer Turbulenz enthält.
Verfahren (110) nach Anspruch 1, bei dem das zeitweilige Erhöhen der Abgabenennleistung (116) ein zeitweiliges Erhöhen der Abgabenennleistung bei einer Betriebstemperatur enthält, die niedriger als die festgelegte Temperatur der elektrischen oder mechanischen Komponenten der Windkraftanlage (14) ist.
Verfahren (110) nach Anspruch 1, das weiterhin ein Gewinnen eines optimalen Drehmoment-Drehzahl-Plans für den Nennleistungspunkt in Abhängigkeit von der Bewertung enthält.
Verfahren (110) nach Anspruch 7, bei dem das zeitweilige Erhöhen der Abgabenennleistung (116) ein dynamisches Verändern des Nennleistungspunktes in Abhängigkeit von dem optimalen Drehmoment-Drehzahl-Plan enthält.
Verfahren (110) nach Anspruch 1, das weiterhin die Bestimmung einer in Echtzeit erhältlichen Nennleistung in Abhängigkeit von thermischen Informationen enthält, die durch eine kontinuierliche Temperaturüberwachung verfügbar sind.
Verfahren (110) nach Anspruch 9, bei dem das zeitweilige Erhöhen der Abgabenennleistung (116) ein zeitweiliges Erhöhen der Abgabenennleistung in Abhängigkeit von der in Echtzeit erhältlichen Nennleistung enthält.
Steuerungssystem (92) zur Regelung der Nennleistung einer Windkraftanlage (14), wobei das Steuerungssystem (92) enthält: eine Mehrzahl von Sensoren (94) zur Messung einer Mehrzahl von Betriebsparametern (96) der Windkraftanlage (14), einen Prozessor (88) zur Bewertung der Mehrzahl von Betriebsparametern (96) im Hinblick auf die jeweiligen Nenndimenisionierungen für die Betriebsparameter (100) und eine Steuerung (88) zum zeitweiligen Erhöhen der Abgabennennleistung der Windkraftanlage in Abhängigkeit von der Bewertung unter Berücksichtigung der Male, die der Windkraftanlage bereits erlaubt worden ist, oberhalb des Nennleistungspunktes zu arbeiten, wobei das zeitweilige Erhöhen der Abgabenennleistung (116) ein zeitweiliges Betreiben der Windkraftanlage (14) mit einem höheren Moment oder einer höheren Drehzahl als dem Dimensionierungsnennmoment oder der Dimensionierungsnenndrehzahl enthält.
Windkraftanlage (14), die enthält: ein Steuerungssystem (92), das zum zeitweiligen Erhöhen der Abgabenennleistung der Windkraftanlage (14) in Abhängigkeit von einer Bewertung der Betriebsbedingungen der Windkraftanlage (14) unter Berücksichtigung der Male, die der Windkraftanlage bereits erlaubt worden ist, oberhalb des Nennleistungspunktes zu arbeiten, eingerichtet ist, wobei das zeitweilige Erhöhen der Abgabenennleistung (116) ein zeitweiliges Betreiben der Windkraftanlage (14) mit einem höheren Moment oder einer höheren Drehzahl als dem Dimensionierungsnennmoment oder der Dimensionierungsnenndrehzahl enthält.
Windkraftanlage (14) nach Anspruch 12, bei der die Betriebsbedingungen der Windkraftanlage (14) elektrische Betriebsbedingungen, mechanische Betriebsbedingungen, thermische Betriebsbedingungen, meteorologische Betriebsbedingungen oder beliebige Kombinationen derselben enthalten.
Windpark (12), der enthält: eine Mehrzahl von Windkraftanlagen (14,16,18), die zur gemeinsamen Einspeisung elektrischer Energie in ein Energieversorgungssystem (20) betreibbar sind, und ein Windparksteuerungssystem (54), das zum zeitweiligen Erhöhen der Abgabenennleistung einer oder mehrerer aus der Mehrzahl von Windkraftanlagen (14 , 16 , 18) in Abhängigkeit von einer Bewertung der Betriebsbedingungen der jeweiligen Windkraftanlage (14,16,18) unter Berücksichtigung der Male, die der einen oder mehreren Windkraftanlagen bereits erlaubt worden ist, oberhalb des Nennleistungspunktes zu arbeiten, eingerichtet ist, wobei das zeitweilige Erhöhen der Abgabenennleistung (116) ein zeitweiliges Betreiben der Windkraftanlage (14) mit einem höheren Moment oder einer höheren Drehzahl als dem Dimensionierungsnennmoment oder der Dimensionierungsnenndrehzahl enthält.