DE102018000088A1

DE102018000088A1 - Vefahren zum Betreiben eines Windkraftwerks, insbesondere Wartungssteuerung

Info

Publication number: DE102018000088A1
Application number: DE102018000088.6A
Authority: DE
Inventors: Rotislav Beslimov; Bianca Huizer
Original assignee: Senvion GmbH
Current assignee: Siemens Gamesa Renewable Energy Service GmbH
Priority date: 2018-01-09
Filing date: 2018-01-09
Publication date: 2019-07-11

Abstract

Verfahren zum Betreiben eines Windkraftwerks. Es umfasst ein Steuern von Wartungsvorgängen mit den Schritten: (a) Festlegen von hochrelevanten (HV) und niedrig relevanten (LV) Epochen basierend auf vorbestimmten Parametern, (b) Ermitteln eines potentiellen Energieertrags und eines erreichbaren Energieertrags für die Epochen zum Berechnen eines durch die Wartungsvorgänge induzierten Energie-Ertragsverlusts, (c) Ermitteln eines Gewichtungsfaktors für die hochrelevante Epoche und die niedrig relevante Epoche, (d) Aufaddieren eines gewichteten Verlusts durch Anwenden des Gewichtungsfaktors auf die durch Wartungsvorgänge induzierten Energie-Ertragsverluste über einen Zielzeitraum, umfassend eine Mehrzahl von Epochen, zur Bildung eines globalen wartungsinduzierten Verlustwerts, und (e) Durchführen eines Optimierungsverfahrens für den Verlustwert durch Variieren der Wartungsvorgangsverteilung zwischen hochrelevanten und niedrig relevanten Epochen. Vorteil ist eine zielgenauere Wartung: die Windenergieanlage läuft vorrangig günstiger Phasen, und Stillsetzungen für Wartungsarbeiten fallen eher in uninteressantere Epochen. Die Nutzbarkeit der Windenergieanlage erhöht sich. Die Verfügbarkeit der Anlagen kann besser gesteuert werden, wodurch die Zuverlässigkeit steigt.

Description

Die Erfindung betrifft ein Verfahren zum Betreiben eines Windkraftwerks, insbesondere umfassend die Steuerung von Wartungsvorgängen des Windkraftwerks oder dessen Komponenten.
Windkraftwerke sind komplexe technische Einrichtungen, die regelmäßiger Wartung bedürfen. Dies gilt sowohl für einzelne Windenergieanlagen wie auch Windparks als Ganzes mit den darin enthaltenen Windenergieanlagen.
Da Windkraftwerke häufig an eher abseits gelegenen Orten angeordnet werden, ist der Zugang zu ihnen mitunter recht aufwendig. Dies gilt insbesondere dann, wenn die Windkraftwerke nicht an Land, sondern Offshore aufgestellt sind. Ein spontaner Zugang zu den Windkraftwerken ist häufig nicht oder nur unter erschwerten Umständen möglich. Das bedeutet, dass zur Gewährleistung einer hohen technischen Betriebsbereitschaft die Wartung gut vorgeplant sein muss. Würde die Wartung nicht rechtzeitig durchgeführt, stiege die Gefahr von Ausfällen des Windkraftwerks deutlich an. Dem steht der Aspekt gegenüber, dass unnötig häufige oder zu ungünstigen Zeitpunkten vorgenommene Wartung zu vermehrtem Stillstand bzw. Ertragsausfall für den Betreiber führt.
Herkömmlicherweise wird die Wartung daher so gesteuert, dass sie zu minimalen Stillstandzeiten bzw. minimalem Ertragsverlust führt. Häufig sind diesbezüglich Garantien seitens des Herstellers/Wartungsunternehmens gegeben. Um die Steuerung der Wartung möglichst zu verbessern, sind verschiedene Ansätze bekannt geworden:
Es ist bekannt, die Reihenfolge der vorzunehmenden Arbeiten und der dadurch bedingten Stillsetzung der Windenergieanlagen abhängig von meteorologischen Bedingungen und dem technischen Zustand zu steuern ( WO 2014/191067 A1 ). Weiter ist bekannt, bei der Bestimmung des Zeitpunkts der Wartung den Preis der erzeugten elektrischen Energie zu berücksichtigen ( EP 2 228 177 A1 ). Eine Verfeinerung davon ist beschrieben in der US 2014/324495 , wonach nicht der gegenwärtige, sondern der zu einem zukünftigen Zeitpunkt erwartete Preis berücksichtigt wird.
Die Berücksichtigung all solcher Nebenbedingungen erschwert die technische Realisierbarkeit einer geforderten Mindestverfügbarkeit der Windkraftanlage.
Der Erfindung liegt die Aufgabe zugrunde, die Steuerung von Wartungsarbeiten dahingehend zu verbessern, dass sowohl technische wie auch betriebliche Anforderungen besser berücksichtigt werden können.
Die erfindungsgemäße Lösung liegt in den Merkmalen des unabhängigen Anspruchs. Vorteilhafte Weiterbildungen sind Gegenstand der abhängigen Ansprüche.
Die Erfindung sieht vor ein Verfahren zum Betreiben eines Windkraftwerks, umfassend ein Steuern von Wartungsvorgängen für das Windkraftwerk oder dessen Komponenten, wobei das Verfahren die Schritte umfasst:

Festlegen von hoch relevanten (HV) und niedrig relevanten (LV) Epochen basierend auf vorbestimmten Parametern,
Ermitteln eines potentiellen Energieertrags und eines erreichbaren Energieertrags für die Epochen zum Berechnen eines durch die Wartungsvorgänge induzierten Energie-Ertragsverlusts,
Ermitteln eines Gewichtungsfaktors für die hoch relevante (HV) Epoche und die niedrig relevante (LV) Epoche,
Aufaddieren eines gewichteten Verlusts durch Anwenden des Gewichtungsfaktors auf die durch Wartungsvorgänge induzierten Energie-Ertragsverluste über einen Zielzeitraum, umfassend eine Mehrzahl von Epochen, zur Bildung eines globalen wartungsinduzierten Verlustwerts [ELoss_Maint], und
Durchführen eines Optimierungsverfahrens für den globalen wartungsinduzierten Verlustwert durch Variieren der Verteilung der Wartungsvorgänge zwischen hoch relevanten (HV) und niedrig relevanten (LV) Epochen.

Nachfolgend werden einige verwendete Begriffe erläutert:

Unter einem Windkraftwerk wird eine einzelne Windenergieanlage oder eine organisierte, räumlich zusammenhängende Ansammlung mehrerer Windenergieanlagen (Windpark) verstanden.

Unter hoch relevanten (HV) Epochen werden Zeiträume verstanden, während derer die Versorgung des Netzes mit elektrischer Energie aus Windenergieanlagen eine hohe Bedeutung aufweist; umgekehrt werden unter niedrig relevanten (LV) Epochen solche Zeiträume verstanden, während derer der Versorgung des Netzes mit elektrischer Energie aus Windenergieanlagen nur eine geringe Bedeutung zukommt. Dies wird ermittelt anhand der vorbestimmten Parameter. Darunter fallen insbesondere entsprechende Vorgaben des Betreibers des Windkraftwerks, es können beispielsweise aber auch historische Daten über vergangene Zeiträume, Vorhersagen über zukünftige Zeiträume verwendet werden.
Hierbei ist eine Epoche ein Zeitraum, über den die Relevanz des Windkraftwerks für die Versorgung des Netzes etwa gleich bleibt. Die Epochen können verhältnismäßig kurz sein (im Bereich von Stunden), können aber auch deutlich länger sein, beispielsweise im Bereich von Tagen, Wochen oder Monaten. Die Epochen können unregelmäßig oder regelmäßig sein, im letzteren Fall beispielsweise orientiert an dem Ablauf eines 24h-Tages (zirkadian) oder eines Jahres (jahreszeitlich).
Unter dem Zielzeitraum wird ein mehrere Epochen umfassender Zeitraum verstanden, über den die Wartungsvorgänge gesteuert bzw. verteilt werden sollen. Häufig wird ein solcher Zeitraum mehrere Monate, typischerweise ein Jahr umfassen. Es können aber auch, insbesondere bei robusten Windkraftwerken, längere Zeiträume vorgesehen sein (wie zwei oder fünf Jahre).
Die Erfindung basiert auf dem Gedanken, dass der Wartungsplan flexibler wird und sich von den bisher bevorzugten starren Schemen (zeitbasiert oder Energiemengen-orientiert) löst. Dies wird erreicht durch eine Klassifizierung des Zeitraums, über den die Wartungen zu planen sind (Zielzeitraum), und zwar in relevantere und weniger relevante Perioden („Epochen“). Diese Aufteilung erfolgt anhand voreinstellbarer Parameter, wobei insbesondere historische Erfahrungen und/oder Betreibervorgaben berücksichtigt werden können. Es kann so erreicht werden, dass bestimmte, für den Betreiber besonders wichtige Zeiträume ausgespart werden, und die Planung so erfolgt, dass die Wartungen eher in die weniger wichtigen Zeiträume fallen. Es wird damit für das Optimierungsverfahren eine zusätzliche, für den Betrieb des Windkraftwerks sowohl aus Betreibersicht wie auch aus der Sicht des Übertragungsnetzbetreibers wichtige Optimierungsgröße berücksichtigt.
Es ergibt sich so eine insgesamt für den einzelnen Betreiber wesentlich vorteilhaftere Planung der Wartungsereignisse, als sie bei den bisher im Stand der Technik verwendeten Verfahren, die sich einfach an dem Preis für erzeugte elektrische Energie orientierten, möglich waren. Zwar kann der Preis auch weiter berücksichtigt werden, jedoch erfolgt mit dem erfindungsgemäßen Verfahren eine Bewertung und automatisierte Optimierung danach, welche Zeiträume hochrelevant und damit von Wartungsereignissen freizuhalten sind, und welche weniger relevant sind und damit für die Durchführung von Wartungsereignissen zur Verfügung stehen. Insgesamt erhöht sich somit nicht nur die Planbarkeit, sondern auch die Verfügbarkeit zu wichtigen, hochrelevanten Zeitpunkten. Die Zuverlässigkeit der Versorgung mit elektrischer Energie steigt.
Mit dieser Gewissheit sind die Betreiber eher bereit, die Windkraftwerke ausreichend und rechtzeitig zu warten. Der Gefahr unerwarteter Ausfälle infolge verschobener oder ignorierter Wartung wird damit entgegengewirkt. Es ergibt sich somit auch eine Steigerung der technischen Zuverlässigkeit des Windkraftwerks.
Die Epochen für hohe Relevanz und niedrige Relevanz werden vorzugsweise definiert auf Basis einer Mehrzahl von Eingabegrößen, von denen vorzugsweise mindestens eine ein zyklischer kalendarischer Parameter ist, der weiter vorzugsweise kombiniert es mit einem tagesrhythmischen (zirkumdianen) Parameter. Somit können beispielsweise die Epochen zum einen anhand von Tageszeiten definiert werden (beispielsweise am Morgen oder am frühen Abend) kombiniert mit bestimmten Monaten (beispielsweise Frühjahrs- und Herbstmonate). Durch derartige Kombinationen kann eine feine Anpassung der hoch relevanten Epochen erreicht werden. Zweckmäßigerweise ist vorgesehen, dass die hochrelevanten Epochen höchstens die Hälfte des Zeitraums einnehmen, d.h. dass die nur niedrig relevanten Epochen insgesamt umfassender sind als die hochrelevanten Epochen. Damit wird sichergestellt, dass ein ausreichender Zeitraum zur Verfügung steht, in dem die Wartungsereignisse eingesteuert werden können.
Mit Vorteil handelt es sich bei mindestens einer weiteren Eingabegröße um historische Daten, und zwar insbesondere in Bezug auf Wind (insbesondere Windgeschwindigkeit) und/oder Preise für elektrische Energie. Die Berücksichtigung von Winddaten, insbesondere der Windgeschwindigkeit stellt sicher, dass eine Abschätzung darüber erfolgen kann, ob das betroffene Windkraftwerk und dessen erzeugte elektrische Energie benötigt werden oder ob es - dank starkem Wind - leistungsmäßig problemlos von anderen ersetzt werden kann. Im letzteren Fall liegt dann keine hohe Relevanz vor.
Zweckmäßigerweise werden ferner gegebenenfalls spezielle Anforderungen des Betreibers des Windkraftwerks berücksichtigt. So kann dieser definieren, zu welchem Zeitpunkt ihm die Erzeugung elektrischer Energie besonders wichtig ist. Dies kann ebenfalls bei der Festlegung der hochrelevanten Epochen berücksichtigt werden.
Die Erfindung sieht vorteilhafterweise vor, dass eine automatische Mustererkennung durchgeführt wird anhand der Eingabedaten zum Erkennen von hochrelevanten und nur niedrig relevanten Epochen. Die automatische Mustererkennung wird hierbei vorteilhaft mit der Nebenbedingung durchgeführt, dass die hoch relevanten Epochen insgesamt weniger umfassend sind als die nur niedrig relevanten Epochen. Eine derartige automatische Mustererkennung bietet die Vorteile, dass seitens des Betreibers bzw. des für die Wartung Verantwortlichen nur die jeweils interessierenden Parameter als Eingangsgrößen zur Verfügung gestellt werden müssen, und dass die sich daraus ergebende tatsächliche Aufteilung in hoch relevante und nur niedrig relevante Epochen ohne weiteres Zutun automatisch ergibt.
Es hat sich bewährt, die Berechnung des erreichbaren Energieertrags automatisch durchzuführen basierend auf einer vorhergesagten windbasierten Energieerzeugung, und zwar vorzugsweise unter Einbeziehung eines Zuschlags für Verluste [ELoss_div], die nicht durch Wartungsarbeiten verursacht sind. Auf diese Weise werden vom Wartungsunternehmen zu vertretende Verluste, beispielsweise bei Stillstand aus anderen Gründen wie höhere Gewalt oder wegen Störungen im Netz, nicht dem Wartungsunternehmen angelastet.
Bei einer ersten Methode wird vorteilhafterweise der sich insgesamt ergebende durch Wartungsarbeiten hervorgerufene Verlust automatisch berechnet durch Vergleichen des erreichbaren Energieertrags mit einem Ziel-Energieertrag, der die Funktion eines garantierten Energieertrags haben kann, und zwar separat für die hoch relevanten und nur niedrig relevanten Epochen über den Zielzeitraum hinweg. Dies kann beispielsweise in der Weise erfolgen, dass für die Epochen mit hoher Relevanz weniger Wartungsereignisse eingesteuert werden, und so eine höhere Verfügbarkeit realisiert wird als in Epochen von niedriger Relevanz, wo eher die Wartungsereignisse eingeplant werden und sich deshalb eine geringere Verfügbarkeit ergibt. Dazu ist eine Steuereinheit des Windkraftwerks zweckmäßigerweise dazu ausgebildet, automatisch den Zielzeitraum in Epochen hoher und niedriger Relevanz zu teilen und für diese den erreichbaren Energieertrag mit dem potentiellen Energieertrag zu vergleichen. Liegt dieser Wert unter einem für die hoch relevante Epoche bzw. die niedrig relevante Epoche jeweils festgelegten Grenzwert (Ziel-Energieertrag), so können die sich daraus ergebenden überschießenden Verluste leicht berechnet und aufsummiert werden. Damit steht als Nebeneffekt noch eine Berechnung der an den Betreiber des Windkraftwerks zu entrichtenden Kompensationszahlungen zur Verfügung; umgekehrt kann bei einer Übererfüllung ein Bonus zugunsten des Herstellers/Wartungsbetriebs des Windkraftwerks erfolgen. Es versteht sich, dass mit Vorteil die Zielenergieerträge für die hoch relevanten Epochen höher sind als diejenigen für die nur niedrig relevanten Epochen.
Weiter kann eine Methode vorgesehen sein, bei der für die hoch relevanten und nur niedrig relevanten Epochen verschiedene Korrekturfaktoren [„Faktoren“] zugewiesen werden, wobei die Korrekturfaktoren so bemessen sind, dass die für hoch relevante Epochen größer sind als für die nur niedrig relevanten Epochen. Derartige Korrekturfaktoren können automatisch bestimmt und zugewiesen werden. Damit kann der Grad der Relevanz ausgedrückt sein, also wie kritisch beispielsweise eine Epoche hoher Relevanz ist (und umgekehrt wie unkritisch eine Epoche mit nur niedriger Relevanz ist). Zweckmäßigerweise sind die Korrekturfaktoren so gewählt, dass deren Durchschnitt insgesamt Eins ist (entsprechend 100 %), um so über die Epochen hinweg einen Ausgleich zu schaffen.
Es hat sich bewährt, wenn der gesamte durch Wartungsarbeiten induzierte Verlust automatisch berechnet wird über den Zielzeitraum durch Multiplikation der einzelnen, während der Epochen aufgetretenen wartungsbedingten Verluste mit dem Korrekturfaktor. Auf diese Weise kann direkt eine Berechnung erfolgen. Gesonderte Grenzwerte für hoch relevante und nur niedrig relevante Epochen sind hierbei entbehrlich.
Die Berechnung der gesamten wartungsinduzierten Verluste erfolgt vorzugsweise derart, dass diese hinzuaddiert werden zu dem erreichbaren Energieertrag über den Zielzeitraum, um so ein Maß für den potentiellen Energieertrag zu bilden. Darauf basierend kann dann ein Maß [ηE] für das Verhältnis zwischen erreichbaren Energieeintrag zu dem insgesamt potentiellen Energieertrag bestimmt werden.
Zweckmäßigerweise wird der erreichbare Energieertrag mit einem Ziel-Energieertrag verglichen. Auf diese Weise ist leicht festzustellen, welche Verteilung der Wartungsereignisse von Vorteil ist, und dies kann bei dem Optimierungsverfahren berücksichtigt werden. Ferner bildet ein solcher Vergleich einen Maßstab dafür, ob Werte für die Verfügbarkeit des Windkraftwerks eingehalten werden oder nicht. Ist das nicht der Fall, treten also Überschreitungen und/oder Unterschreitungen auf, so werden diese zweckmäßigerweise gesondert aufaddiert. Diese gesonderte Aufaddierung bietet den Vorteil, dass unterschiedliche Kompensationsfaktoren für Überschreitungen bzw. Unterschreitungen angewendet werden können (Kompensationszahlung/Bonus). Es hat sich bewährt, den Kompensationsfaktor für Überschreitungen niedriger anzusetzen als für Unterschreitungen, d.h. Unterschreitungen wirken sich stärker aus.
Mit Vorteil ist weiter eine Nebenbedingung für das Optimierungsverfahren vorgesehen, und zwar die Ausfallwahrscheinlichkeit des Windkraftwerks und seiner Komponenten. Dazu können insbesondere historische oder entsprechende aus der Konstruktion stammende ingenieurmäßig erfasste Daten herangezogen werden. Dies ermöglicht eine feinere Abstimmung der vorgesehenen Wartungsereignisse.
Bei dem Windkraftwerk kann es sich um eine einzelne Windenergieanlage handeln. Es kann sich mit Vorteil aber auch um einen mehrere Windenergieanlagen umfassenden Windpark handeln. Letzteres bietet den Vorteil, dass zusätzlich berücksichtigt werden kann, inwieweit ein durch Wartung induzierter Ausfall einer Windenergieanlage zumindest teilweise durch günstigere Strömungseffekte an anderen Windenergieanlagen des Windparks kompensiert wird (sog. wake-factor). Mit der Berücksichtigung dieses Faktors wird erreicht, dass sich intrinsisch im Windpark ergebende Ausgleiche für den wartungsbedingten Stillstand einer Windenergieanlage bei der Optimierung berücksichtigt werden. Es werden so die real existieren Verhältnisse genauer abgebildet. Ferner ist es möglich, richtungsabhängige Faktoren zu berücksichtigen. Damit wird insbesondere der Tatsache Rechnung getragen, dass eine im Nachlauf einer sich drehenden Windenergieanlage stehende andere Windenergieanlage einen verschlechterten Ertrag habt; steht hingegen die vorne befindliche Windenergieanlage (beispielsweise wegen Wartung), so arbeitet die dahinterliegende nunmehr in ungestörter Luftströmung und damit mit größerer Effizienz. Auf diese Weise wird der Verlust durch den Stillstand der vorne stehenden Windenergieanlage zumindest teilweise ausgeglichen.
Die Berechnungen für das erfindungsgemäße Verfahren finden vorzugsweise an dem Windkraftwerk statt bzw. in dessen (Fern-)Steuereinheit SCADA. Auf diese Weise ist eine Integration in den übrigen Betrieb des Windkraftwerks sichergestellt, und zum anderen eine enge Einbindung des Betreibers. Es können so bei wartungsinduziertem Stillstand des Windkraftwerks auch entsprechende Benachrichtigungen an andere Teilnehmer, insbesondere dem Betreiber des Übertragungsnetzes, übermittelt werden. Mit Vorteil kann aber auch eine Implementation im Parkmaster eines Windparks vorgesehen sein.
Die Erfindung wird nachfolgend unter Bezugnahme auf die Zeichnung beispielhaft erläutert. Es zeigen:

1: eine schematische Ansicht eines Windparks gemäß einem Ausführungsbeispiel der Erfindung;
2: ein Blockdiagramm für eine Steuereinheit zur Ausführung der Erfindung;
3: ein optionales Zusatzelement zu dem Blockdiagramm;
4: Darstellungen zur Energieerzeugung;
5: Bestimmung von Epochen gemäß einer ersten Methode; und
6: Bestimmung von Epochen gemäß einer zweiten Methode.

Ein Ausführungsbeispiel für ein Windkraftwerk ist in 1 dargestellt. Es handelt sich hierbei um Windenergieanlagen 1, die in einem Windpark angeordnet sind. Der Windpark umfasst ein Parknetz 2, an dem die Windenergieanlagen 1 zur Abgabe der von ihnen erzeugten elektrischen Energie angeschlossen sind. Über einen Haupttransformator 20 wird die erzeugte Energie an ein von einem Netzbetreiber betriebenes Übertragungsnetz 9 abgegeben. Ferner umfasst der Windpark ein Signalnetz 3, welches einerseits an Steuerungen 15 der Windenergieanlagen 1 und andererseits an einen Parkmaster 4 angeschlossen ist, der zur übergeordneten Steuerung des Windparks ausgebildet ist.
Der Aufbau einer Windenergieanlage 1 ist im Wesentlichen konventionell und umfasst mehrere Komponenten. Vorgesehen ist ein Turm 10, an dessen oberen Ende eine Gondel 11 in Azimutrichtung verschwenkbar angeordnet ist. An einer Stirnseite der Gondel 11 ist ein Windrotor 12 drehbar angeordnet, der über eine Rotorwelle (nicht dargestellt) einen Generator 13 antreibt. Dieser erzeugt zusammen mit einem Umrichter 14 elektrische Energie. Sie wird über eine Anschlussleitung 16 und einen Anlagentransformator 17 an das Parknetz 2 abgegeben.
Die Windenergieanlage 1 weist ferner eine Betriebssteuerung 15 auf. Sie überwacht den Betrieb der Windenergieanlagen und ihrer Komponenten. Sie ist angeschlossen an das Signalnetz 3 des Windparks.
Ferner vorgesehen ist eine Einrichtung 5 zur Wartungssteuerung des Windkraftwerks. Sie kann räumlich dezentral an der Betriebsteuerung 15 oder zentral am Parkmaster 4 angeordnet sein. Die Wartungssteuerung 5 umfasst ein Wartung-Anforderungsmodul 6 sowie ein Wartung-Arbitrierungsmodul 7. Das Wartung-Anforderungsmodul 6 ist dazu ausgebildet, anhand verschiedener Eingangsparameter zu bestimmen, ob und welche Wartungsereignisse erforderlich werden. Die Eingangsparameter umfassen unter anderem zeit- bzw. kalendarisch-gesteuerte Elemente 60, 61; Daten von der Betriebssteuerung 15 wie bspw. Betriebsstunden, erzeugte Energie, Signale von Verschleißsensoren etc.; oder andere von extern an einen Eingang 63 angelegte Parameter, wie beispielsweise erwartete Windstärken (insbesondere Sturm oder Flaute) oder andere für den Betrieb der Windenergieanlage relevante Faktoren, wie Vorgaben zur Drosselung oder den Energiepreis für elektrische Energie. Das Wartung-Anforderungsmodul 6 bestimmt daraus, welche Wartungsereignisse erforderlich sind. Derartige Wartung-Anforderungsmodule sind im Stand der Technik bekannt und brauchen daher nicht näher erläutert zu werden. Das Wartung-Anforderungsmodul 6 gibt entsprechend generierte Signale zur Anforderung der Wartungsereignisse an das Wartung-Arbitrierungsmodul 7 aus.
Die entsprechenden Anforderungen sind über die Signalleitung 67 an das Arbitrierungsmodul 7 angelegt. Dieses ist dazu ausgebildet, eine Optimierung der Zeitpunkte für die jeweiligen Wartungsereignisse durchzuführen. Dies erfolgt erfindungsgemäß unter Berücksichtigung von Zeiträumen, bei denen die Erzeugung von elektrischer Energie hochrelevant ist (gekennzeichnet durch das Symbol „HV“) oder nur wenig relevant ist, also nur eine niedrige Relevanz vorliegt (gekennzeichnet durch das Symbol „LV“). Diese werden zusammenwirkend mit einer angepassten SCADA-Einheit 73 bestimmt.
Ferner sind angelegt über einen Eingang 71 Signale zu Gewichtungsparametern, mit denen für die vorgesehenen Wartungsereignisse erwartete Energie-Ertragsverluste gewichtet werden. Die Gewichtungsfaktoren können fest vorgegeben sein oder dynamisch variabel sein, letzteres gilt insbesondere im Fall der Berücksichtigung von (erwarteten) Energiepreisen. Das Arbitrierungsmodul 7 bestimmt unter Berücksichtigung der hoch relevanten und niedrig relevanten Epochen HV, LV potentielle Energieerträge und die unter Berücksichtigung der Wartungsereignisse erreichbaren Energiebeträge; ferner bestimmt es daraus die durch Wartungsvorgänge induzierten Energie-Ertragsverluste. Diese werden mittels der Gewichtungsfaktoren bewertet und es werden die durch die Wartungsvorgänge induzierten Energie-Ertragsverluste über einen Zielzeitraum aufaddiert.
Mittels an sich bekannter Optimierungsverfahren wird durch Variieren der Verteilung der Wartungsvorgänge zwischen hoch relevanten HV und niedrig relevanten LV Epochen eine Minimierung der Ertragsverluste erreicht.
Der an sich mögliche Ertrag und die sich ergebenden Verluste sind schematisch in 4 dargestellt. Mit 100 % bezeichnet ist der gesamte potenziell mögliche Energieertrag Epot. Durch Wartungsarbeiten kann - bedingt durch die dabei erforderliche Stillsetzung - ein Teil des an sich möglichen Energieertrags nicht erzielt werden. Dieser Verlust ist bezeichnet durch ELoss_Maint. Die Berücksichtigung dieses Verlusts ergibt den Energieertrag, der an sich realisiert werden kann (Eachie). Allerdings kann sich ein Stillstand der Windenergieanlage 1 auch aus anderen Gründen ergeben, wodurch ebenfalls Verluste anfallen. Sie sind bezeichnet als ELoss_div. Der auch unter Berücksichtigung dieser Verluste tatsächlich realisierte Energieertrag ist bezeichnet als Eact. Definiert man entsprechend den insgesamt potentiellen möglichen Energieertrag als 100 %, so ergeben sich Wirkungsgradangaben von ηE und ηA für den Energieertrag unter Berücksichtigung der wartungsinduzierten Verluste bzw. zusätzlich noch der Verluste aus anderen Gründen. Hierbei gilt: $η E = Eachie/Epot = (Eact + Eloss_div) /Epot$
$η A = Eachie/Epot$
Ein Beispiel für eine erste Methode zur Festlegung von hoch relevanten (HV) und niedrig relevanten (LV) Epochen ist in 5 dargestellt. Hierbei handelt es sich bei 5A um eine zirkadiane Festlegung. Es sind die Zeiträume am Morgen zwischen 6:00 Uhr und 10:00 Uhr sowie am Abend zwischen 17 und 24 Uhr als hoch relevant (HV) definiert; hierfür soll eine unter Berücksichtigung der Gewichtungsfaktoren bestimmte gewichtete Verfügbarkeit von 98,5 % gewährleistet sein. Ferner ist als nur niedrig relevant (LV) definiert die Nacht zwischen 0:00 Uhr und 6:00 Uhr sowie der späte Vormittag bis Nachmittag zwischen 10:00 Uhr und 17:00 Uhr; hierbei soll eine unter Berücksichtigung des Gewichtungsfaktors bestimmte gewichtete Verfügbarkeit von 96 % gewährleistet sein.
In 5B sind es Jahreszeiten, genauer gesagt Monate, die als hoch relevant oder nur niedrig relevant definiert sind. Als hoch relevant (HV) definiert sind die Monate Mai, Juni, Juli, August und September; hierbei soll eine unter Berücksichtigung des Gewichtungsfaktors bestimmte gewichtete Verfügbarkeit von 98,5 % gewährleistet sein. Als nur niedrig relevant definiert sind der Winter und das Frühjahr mit den Monaten Oktober, November, Dezember, Januar, Februar, März und April; hierbei soll eine unter Berücksichtigung des Gewichtungsfaktors bestimmte gewichtete Verfügbarkeit von 96 % gewährleistet sein. Die Festlegung gemäß 5A und 5B schließen einander nicht aus, sondern können zweckmäßigerweise miteinander kombiniert sein.
Alternativ können auch andere Zeiträume zur Aufteilung herangezogen werden, seien es Jahreszeiten, Wochen, Wochentage oder beliebige Kombinationen daraus. Ziel ist hierbei unter anderem auch, dass höchstens 50 % des Zeitraums als hoch relevant (HV) festgelegt sind, sodass ausreichend Zeit zur Einplanung der Wartung in den Zeiträumen mit nur niedriger Relevanz (LV) verbleibt.
Vorzugsweise kann auch im Nachgang bestimmt werden, ob die tatsächlich erreichte Energieeffizienz ηE unter Berücksichtigung der vorgenommenen Wartungen die definierte Verfügbarkeit (im Beispiel 98,5 % für HV und 96 % für LV) erreicht. Ist das nicht der Fall, so wird ein Unterschuss als Basis für Ausgleichszahlungen an den Betreiber des Windkraftwerks bestimmt; umgekehrt werden bei einem Überschuss entsprechende Bonuszahlungen an den Hersteller des Windkraftwerks bzw. an das betraute Wartungsunternehmen berechnet. Dies geschieht vorzugsweise mittels des Arbitrierungsmoduls 7 zusammenwirkend mit einem Gütetest-Modul 75. An einen Eingang 76 sind hierbei Daten über die Energiepreise angelegt. Vorzugsweise werden hierbei zur Berechnung von Ausgleichszahlungen/Bonuszahlungen durchschnittliche Energiepreise während der jeweiligen hoch relevanten (HV) oder nur niedrig relevanten (LV) Epoche herangezogen. Das Gütetest-Modul 75 weist eine Prüfeinheit 77 auf, welche zur Überprüfung der angelegten Daten über Energiepreise ausgebildet ist, beispielsweise mittels einem Zugang 78 zu entsprechenden historischen Daten im Internet. Es versteht sich, dass diese Berechnungen separat für hoch relevante (HV) und nur niedrig relevante (LV) Epochen vorgenommen werden. Ferner kann optional ein Eingang 79 für tatsächliche Winddaten vorgesehen sein, um so besser durch Wartungsereignisse entgangene Energiemengen bestimmen zu können.
Eine zweite Methode ist in 6 dargestellt. Hierbei sind die Epochen als Monate definiert. Die Zuordnung zu hoch relevanten (HV) und nur niedrig relevanten (LV) Epochen geschieht hier jedoch nicht tabellarisch wie bei der ersten Methode (vergleiche 5A, B), sondern mathematisch unter Nutzung von Korrekturfaktoren. Damit können den verschiedenen Zeiträumen unterschiedliche Relevanzen zugeordnet werden. Man erkennt, dass sich im Mittel über den hier gewählten Zielzeitraum von einem Jahr die Korrekturfaktoren ausmitteln, d.h. der Mittelwert beträgt Eins.
Im Grunde wird ähnlich wie bei der ersten Methode das Jahr in verschiedene Epochen unterteilt, wobei solche Epochen mit einem Korrekturfaktor von größer als 1 eine hohe Relevanz (HV) aufweisen und solche mit einem Korrekturfaktor von höchstens 1 nur niedrig relevant (LV) sind. Hierbei können wie in dem Ausführungsbeispiel als Unterteilungsparameter Monate verwendet werden, es können aber auch Jahreszeiten verwendet werden oder es können gegebenenfalls auch bestimmte Stunden während des Tages oder bestimmte Tage während der Woche verwendet werden bzw. Kombinationen daraus. Die SCADA-Einheit 73 ist ferner dazu ausgebildet, über eine Signalleitung 74 den Betreiber 4 des Windparks oder den Betreiber des Übertragungsnetzes 9 über die so geplanten Wartungen zu informieren.
Im Weiteren wird mittels des Arbitrierungsmoduls 7 der wartungsinduzierte Energieertragsverlust ELoss_Maint über die Epochen hinweg mit dem Faktor gemäß der HV bzw. LV Epoche multipliziert. Die Zuordnung dieser Faktoren erfolgt vorzugsweise automatisch mittels des Arbitrierungsmoduls 7 im Zusammenwirken mit der SCADA-Einheit 73.
Der durch die Wartungen induzierte Energieertragsverlust ELoss_Maint wird bei der zweiten Methode mit dem entsprechenden zur jeweiligen Epoche gehörenden Korrekturfaktor multipliziert. Stillstände der Windenergieanlage, die aus anderen Gründen als Wartung auftreten (zum Beispiel höhere Gewalt, Ausfall der Netzanbindung, wetterbedingte Störungen, Zugangseinschränkungen, Betriebseinschränkung wegen Lärm/Schattenwurf oder anderen vom Betreiber der Windenergieanlage selbst zu vertretende Aspekte) werden nicht als durch Wartung induzierter Energieertragsverlust angesehen und deshalb nicht mit dem Korrekturfaktor multipliziert.
Ferner wird der verlorene Energieertrag bestimmt und, wie bereits vorstehend im Zusammenhang mit der ersten Methode erläutert, die erreichte Energieeffizienz ηE unter Berücksichtigung der vorgenommenen Wartungen berechnet. Vorzugsweise wird hierbei die durchschnittliche Produktion von weiterhin in Betrieb befindlichen Windenergieanlagen 1 des Windparks berücksichtigt, und zwar unter Heranziehung eines omnidirektionalen Wirbelfaktors WF einer Referenzwindenergieanlage. Damit wird der Tatsache Rechnung getragen, dass eine wegen Wartung stillgesetzte Windenergieanlage keine Wirbelschleppen erzeugt, welche den Betrieb der benachbarten anderen Windenergieanlagen stören könnte; insoweit ist das Stillsetzen der gewarteten Windenergieanlage vorteilhaft für die anderen Windenergieanlagen des Windparks.
Schließlich wird auf Grundlage der so bestimmten erreichten Energieeffizienz berechnet, ob eine definierte Verfügbarkeit erreicht wurde oder nicht. Dies wird wie bei der ersten Methode mittels des Güte-Moduls 75 durchgeführt, welches gegebenenfalls bei Unterschuss Ausgleichszahlungen an den Betreiber des Windkraftwerks und bei Überschuss Bonuszahlungen zugunsten des Herstellers/Wartungsunternehmers berechnet.
Das erfindungsgemäße Verfahren bietet den Vorteil einer zielgenaueren Wartung. Für den Betreiber der Windenergieanlage bietet dies den praktischen Vorteil, dass während günstiger Phasen die Windenergieanlage mit höherer Wahrscheinlichkeit läuft, und die mit Wartungsarbeiten verbundenen Stillsetzungen vorrangig in die für den Betrieb eher uninteressanten Epochen fallen. Für den Kunden erhöht sich somit die Nutzbarkeit der Windenergieanlage. Für den Hersteller bzw. Wartungsunternehmer bietet das erfindungsgemäße Verfahren den Vorteil, dass die Verfügbarkeit der Anlagen besser gesteuert werden kann. Dies erhöht nicht nur die Zuverlässigkeit, sondern ermöglicht auch das Einhalten von Garantiewerten zur Verfügbarkeit. Ferner können bei mehreren Windenergieanlagen die Wartungsarbeiten besser planvoll über das Jahr verteilt werden. Es ergibt sich somit auch eine Ressourcenschonung in Bezug auf Wartungsausrüstung und -mannschaften.
ZITATE ENTHALTEN IN DER BESCHREIBUNG
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Zitierte Patentliteratur

WO 2014/191067 A1 [0005]
EP 2228177 A1 [0005]
US 2014324495 [0005]

Claims

Verfahren zum Betreiben eines Windkraftwerks, umfassend ein Steuern von Wartungsvorgängen für das Windkraftwerk oder dessen Komponenten, wobei das Verfahren die Schritte umfasst: Festlegen von hoch relevanten (HV) und niedrig relevanten (LV) Epochen basierend auf vorbestimmten Parametern, Ermitteln eines potentiellen Energieertrags und eines erreichbaren Energieertrags für die Epochen zum Berechnen eines durch die Wartungsvorgänge induzierten Energie-Ertragsverlusts, Ermitteln eines Gewichtungsfaktors für die hoch relevante (HV) Epoche und die niedrig relevante (LV) Epoche, Aufaddieren eines gewichteten Verlusts durch Anwenden des Gewichtungsfaktors auf die durch Wartungsvorgänge induzierten Energie-Ertragsverluste über einen Zielzeitraum umfassend eine Mehrzahl von Epochen zur Bildung eines globalen wartungsinduzierten Verlustwerts, und Durchführen eines Optimierungsverfahrens für den globalen wartungsinduzierten Verlustwert durch Variieren der Verteilung der Wartungsvorgänge zwischen hoch relevanten (HV) und niedrig relevanten (LV) Epochen.
Verfahren nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, dass die Epochen für hohe Relevanz und niedrige Relevanz auf Basis einer Mehrzahl von Eingabegrößen definiert werden, von denen vorzugsweise mindestens eine ein zyklischer kalendarischer Parameter ist, der weiter vorzugsweise kombiniert ist mit einem tagesrhythmischen (zirkumdianen) Parameter.
Verfahren nach Anspruch 2, dadurch gekennzeichnet, dass mindestens eine weitere Eingabegröße historische Daten sind, und zwar insbesondere in Bezug auf Wind und/oder Preise für elektrische Energie.
Verfahren nach Anspruch 2 oder 3, dadurch gekennzeichnet, dass mindestens eine weitere Eingabegröße eine Leistungsanforderung eines Betreibers des Windkraftwerks ist.
Verfahren nach einem der vorangehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass eine automatische Mustererkennung anhand der Eingabedaten zum Erkennen von hoch relevanten und nur niedrig relevanten Epochen durchgeführt wird.
Verfahren nach einem der vorangehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass der erreichbare Energieertrag basierend auf einer vorhergesagten windbasierten Energieerzeugung automatisch berechnet wird, und zwar vorzugsweise unter Einbeziehung eines Zuschlags für Verluste, die nicht durch Wartungsarbeiten verursacht sind.
Verfahren nach einem der vorangehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass der sich insgesamt ergebende, durch Wartungsarbeiten hervorgerufene Verlust durch Vergleichen des erreichbaren Energieertrags mit einem Ziel-Energieertrag über den Zielzeitraum automatisch berechnet wird, vorzugsweise separat für die hoch relevanten und nur niedrig relevanten Epochen.
Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 6, dadurch gekennzeichnet, dass hoch relevanten und nur niedrig relevanten Epochen verschiedene Korrekturfaktoren zugewiesen werden, wobei die Korrekturfaktoren so bemessen sind, dass die für hochrelevante Epochen größer sind als die für nur niedrig relevante Epochen, wobei vorzugsweise ein Mittelwert der Korrekturfaktoren Eins beträgt.
Verfahren nach Anspruch 8, dadurch gekennzeichnet, dass der gesamte wartungsinduzierte Verlust zu dem erreichbaren Energieertrag über den Zielzeitraum hinzuaddiert wird, um so ein Maß für den potentiellen Energieertrag zu bilden, wobei vorzugsweise ein Maß für Verhältnis zwischen erreichbarem Energieertrag und dem potentiellen Energieertrag gebildet wird.
Verfahren nach einem der Ansprüche 8 oder 9, dadurch gekennzeichnet, dass der erreichbare Energieertrag mit einem Ziel-Energieertrag verglichen wird.
Verfahren nach einem der Ansprühe 7 bis 10, dadurch gekennzeichnet, dass Überschreitungen und/oder Unterschreitungen des Ziel-Energieertrags gesondert voneinander aufaddiert werden, vorzugsweise unter Anwendung unterschiedlicher Kompensationsfaktoren, wobei ein Kompensationsfaktor für Überschreitungen vorzugsweise niedriger ist als ein Kompensationsfaktor für Unterschreitungen.
Verfahren nach einem der vorangehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass für das Optimierungsverfahren eine Nebenbedingung für das Optimierungsverfahren vorgesehen ist, vorzugsweise die Ausfallwahrscheinlichkeit des Windkraftwerks und seiner Komponenten.
Verfahren nach einem der vorangehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass das Windkraftwerk ein Windpark ist, der eine Mehrzahl von Windenergieanlagen umfasst.
Verfahren nach Anspruch 13, dadurch gekennzeichnet, dass ein wartungsinduzierter Ertragsverlust einer Windenergieanlage durch einen vorzugsweise richtungsunabhängigen Wirbelströmungsfaktor einer Referenz-Windenergieanlage ausgeglichen wird.
Verfahren nach einem der vorangehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass es von einer SCADA-Einheit eines Windkraftwerks und/oder eines Parkmasters eines Windparks durchgeführt wird.