Die vorliegende Erfindung betrifft ein Verfahren zum Steuern eines elektrisches Verteilnetzes, insbesondere mittels einer Vielzahl von Windparks, sowie solche Windparks.

Elektrische Verteilnetze, wie bspw. das deutsche Übertragungsnetz oder das europäische Verbundnetz, weisen üblicherweise eine Vielzahl von Erzeugern und Verbrauchern auf. Um den Lastfluss zwischen den Erzeugern und den Verbrauchern besser regeln zu können, werden die elektrischen Verteilnetze daher häufig geographisch in Regelzonen unterteilt und einzelnen Betreibern, den sogenannten Netzbetreibern, zugeordnet.

Dies hat insbesondere zur Folge, dass jede Regelzone für sich genommen starr festgelegt ist und insbesondere eine starre Erzeuger-Verbraucher-Struktur aufweist. Die eigentliche Regelung dieser Regelzonen bzw. dieser Abschnitte des elektrischen Verteilnetzes erfolgt dann mittels einer sogenannten Netzleitstelle, die im Wesentlichen dazu eingerichtet ist, die Erzeuger der Regelzone zu steuern.

Nachteilig hierbei ist insbesondere die starre Struktur, die, insbesondere in Hinsicht auf erneuerbare Energie, nicht das volle Potential des elektrischen Verteilnetzes ausschöpft. Das Deutsche Patent- und Markenamt hat in der Prioritätsanmeldung zu vorliegender Anmeldung folgenden Stand der Technik recherchiert: WO 2016/120240 A1 , DE 10 2013 222 277 A1 , DE 10 2015 102 430 A1 und US 2015/0039 45 A1.

Aufgabe der vorliegenden Erfindung ist es daher, eines der oben genannten Probleme zu adressieren, den allgemeinen Stand der Technik zu verbessern oder eine Alternative zu bisher Bekanntem bereitzustellen. Insbesondere soll eine verbesserte Steuerbarkeit eines elektrischen Verteilnetzes mittels Windparks erreicht werden.

Erfindungsgemäß wird somit ein Verfahren zum Steuern eines elektrischen Verteilnetzes mit einer Netznennspannung, insbesondere in einer kritischen Netzsituation, vorgeschla- gen, wobei eine Netzleitstelle zum Steuern des elektrischen Verteilnetzes vorgesehen ist und das elektrische Verteilnetz wenigstens ein Regelgebiet aufweist, welches mehrere voneinander örtlich getrennte Windparks umfasst, umfassend die Schritte: Abfragen verfügbarer Leistungen der Windparks, insbesondere in Abhängigkeit einer Wetterprognose; Festlegen eines Regelknotens innerhalb des Regelgebietes, insbesondere in Abhängigkeit der abgefragten verfügbaren Leistungen, bevorzugt durch den Netzbetreiber; Zusammenfassen einer Anzahl von Windparks an dem berechneten Regelknoten zu einem Windkraftwerk; Steuern des Windkraftwerks, insbesondere durch die Netzleitstelle mittels einer Windkraftwerkssteuereinheit, so, dass eine benötigte Spannungsqualität und/oder eine Frequenzstabilität und/oder eine unterbrechungsfreie Verfügbarkeit im Regelgebiet bereit- gestellt wird.

Es wird somit insbesondere ein Verfahren zum Steuern eines elektrisches Verteilnetzes vorgeschlagen. Das elektrische Verteilnetz kann auch als Stromnetz bezeichnet werden oder ein Teil eines Stromnetzes sein. Insbesondere umfasst das elektrische Verteilnetz aber wenigstens eine Vielzahl von Erzeugern und Verbrauchern, die gemeinsam über ein Netz aus elektrischen Stromleitungen verbunden sind. Das elektrische Verteilnetz weist zudem eine Netznennspannung auf und wird bevorzugt durch einen Netzbetreiber mittels wenigstens eines Regelgebietes und einer Netzleitstelle gesteuert bzw. geregelt. Bspw. ist das elektrische Verteilnetz ein Regelgebiet, welches vom Betreiber des elektrischen Verteilnetzes mittels einer Netzleitstelle geregelt wird. Das Regelgebiet selbst wiederum weist eine Vielzahl von örtlich getrennten Windparks auf. Die Windparks wiederum umfassen eine Vielzahl von Windenergieanlagen, welche eine elektrische Leistung erzeugen und diese mittels eines gemeinsamen Windparknetzes in das elektrische Verteilnetz bzw. das Regelgebiet einspeisen. In einem ersten Schritt des erfindungsgemäßen Verfahrens wird zunächst eine verfügbare Leistung bei den Windparks abgerufen. Dies kann bspw. durch den Netzbetreiber mittels der Netzleitstelle erfolgen, die bspw. mit den Windparksteuereinheiten der Windparks verbunden ist. Bevorzugt stellen die Windparks hierfür eine Prognose über eine zukünftig ver- fügbare Leistung unter Berücksichtigung einer Wetterprognose zur Verfügung. Der Netzbetreiber fragt also bei sämtlichen Windparks seines Regelgebietes an, wieviel elektrische Leistung sie in den nächstens Stunden unter Berücksichtigung des Wetters zur Verfügung stellen können.

In Abhängigkeit dieser abgefragten verfügbaren Leistung legt der Netzbetreiber dann bspw. einen Regelknoten fest bzw. berechnet diesen. D.h. der Netzbetreiber führt bspw. eine Lastflussberechnung für sein Regelgebiet unter Berücksichtigung der verfügbaren Leistung durch und sucht sich anhand dessen einen betriebsoptimalen Regelknoten für sein Regelgebiet.

Anschließend wird eine geeignete Anzahl von Windparks, insbesondere unter Berücksich- tigung des Regelknotens, ausgewählt und zu einem Windkraftwerk zusammengefasst. Das Zusammenfassen der Windparks erfolgt dabei insbesondere dynamisch, d.h. das im laufenden Betrieb des elektrischen Versorgungsnetzes verschiedene Windparks gemeinsam das Windkraftwerk für eine gewisse Zeit ausbilden. Dies bedeutet insbesondere auch, dass das Regelgebiet wenigstens einen Regelknoten aufweist, an dem das Windkraftwerk ar- beitet. Bevorzugt regeln die Windparks des Windkraftwerks also auf diesen Regelknoten, einen spezifischen Netzpunkt innerhalb des Regelgebietes. Vereinfacht ausgedrückt bilden die Windparks des Windkraftwerkes ein virtuelles Kraftwerk aus, nämlich das Windkraftwerk. Das Windkraftwerk kann daher auch als virtuelles Kraftwerk in Sinne einer funktionalen Einheit verstanden werden. Anschließend wird dieses Windkraftwerk insbesondere durch den Netzbetreiber bzw. die Netzleitstelle des Netzbetreibers mittels einer Windkraftwerkssteuereinheit geregelt. Diese Windkraftwerkssteuereinheit kann bspw. eine Steuereinheit sein, die Bestandteil der Netzleitstelle ist und mit den Windparksteuereinheiten der Windparks verbunden ist.

Das Steuern des Windkraftwerks erfolgt dabei bevorzugt mittels der Windkraftwerkssteu- ereinheit so, dass eine benötigte Spannungsqualität und/oder eine Frequenzstabilität und/oder eine unterbrechungsfreie Verfügbarkeit im Regelgebiet bereitgestellt wird. Insbesondere ist hierbei wichtig, zu verstehen, dass das erfindungsgemäße Verfahren nicht darauf gerichtet ist, zwei benachbarte Windparks gemeinsam starr miteinander zu betreiben, sondern operativ voneinander unabhängige Windparks in einer netzkritischen Situation zu einem virtuellen Windkraftwerk zusammenzufassen, welches auf einen be- stimmten Punkt in der Regelzone, dem Regelknoten, regelt.

Es handelt sich also bei dem Windkraftwerk insbesondere um ein virtuelles und sich dynamisch veränderndes Windkraftwerk, umfassend eine Vielzahl von örtlich getrennten Windparks, welches insbesondere für kritische Netzsituationen aktiviert wird.

Insbesondere umfasst eine kritische Netzsituation auch, dass etwaige Märkte, wie bspw. der Markt für Regelleistung, deaktiviert bzw. ausgeschaltet sind, d.h. insbesondere das etwaiger Stromhandel keinen Einfluss mehr auf die Leistungserzeugung und die Leistungssteuerung innerhalb des elektrischen Verteilnetzes bzw. der Regelzone hat.

In einer bevorzugten Ausführungsform umfasst das Windkraftwerk wenigstens drei Windparks, von denen wenigstens zwei Windparks mit einer Leitungslänge von wenigstens 10 km beabstandet sind.

In einer bevorzugten Ausführungsform ist das elektrische Versorgungsnetz ein Mittelspan- nugsnetz oder ein Hochspannungsnetz, insbesondere mit einer Netznennspannung von größer 10kV, bevorzugt 20kV, besonders bevorzugt 50kV.

Vorzugsweise erfolgt das Zusammenfassen der Anzahl von Windparks in Abhängigkeit einer vorgegebenen Mindestleistung mit einer Mindestverfügbarkeit, bevorzugt wobei die vorgegebene Mindestleistung von einer Größe des Regelgebietes abhängt.

Es wird somit insbesondere vorgeschlagen, dass für das Windkraftwerk eine Mindestleistung, von bspw. 50 MW, vorgegeben wird, die unter einer Berücksichtigung von bspw. 95 Prozent Verfügbarkeit durch die Windparks bereitgestellt werden muss, die zu einem Wind- kraftwerk an einem Regelknoten zusammengefasst werden.

Bevorzugt wird die Mindestleistung dabei unter Berücksichtigung der Größe des Regelgebietes, von bspw. 5 GW, vorgegeben.

Es wird somit insbesondere auch vorgeschlagen, die Größe des Regelgebietes bei der Größe des Windkraftwerkes zu berücksichtigen. Auch kann situationsabhängig, insbesondere in Abhängigkeit des Zustandes des elektrisches Verteilnetzes bzw. des Regelgebietes, die Größe des Windkraftwerks verändert werden. So kann bspw. der Netzbetreiber in einer frühen Phase des Netzwiederaufbaus, also bspw. mit einem kleineren Netzgebiet unter Spannung, ein oder mehrere Windkraftwerke definieren, welche bspw. eine gesicherte Leistung von 20 MW bereitstellen. In einer späteren Phase, also mit einem größeren Netzgebiet unter Spannung, kann der Netzbetreiber dann Windparks mit einer gesicherten Leistung von bspw. 100 MW zu einem Windkraftwerk zusammenfassen.

Darüber hinaus wird insbesondere auch vorgeschlagen, dass ab einer bestimmten Größe des elektrischen Verteilnetzes, bspw. 20 GW, mehrere Regelzonen und/oder mehrere Windkraftwerke und optional außerdem mehrere Regelknoten verwendet werden.

Vorzugsweise erfolgt das Festlegen des Regelknotens und außerdem oder alternativ das Zusammenfassen der Anzahl von Windparks an dem berechneten Regelknoten zu dem Windkraftwerk dynamisch. Es wird somit insbesondere vorgeschlagen, dass das vorstehend oder nachstehend beschriebene Verfahren ständig und/oder iterativ ausgeführt wird, und zwar bevorzugt so, dass die Agitation der Windparks zu dem Windkraftwerk dynamisch erfolgt. Bspw. weist das Regelgebiet vier Windparks auf, von denen der erste und der zweite Windpark zu dem Windkraftwerk zusammengefasst werden. Nach einer unbestimmten Zeit kann es aber vor- teilhafter sein, wenn bspw. der zweite und der dritte Windpark das Windkraftwerk ausbilden. Dies berücksichtigt das erfindungsgemäße Verfahren.

Vorzugsweise ist eine kritische Netzsituation eine Situation der nachfolgenden Liste, umfassend: Spannungseinbruch, Spannungsausfall, transienter Vorgang, System Split, Un- terfrequenz, Überfrequenz. Gleichwohl das erfindungsgemäße Verfahren für sämtliche Netzzustände des elektrischen Verteilnetzes geeignet ist, also bspw. dem sicheren Netzzustand, wird insbesondere vorgeschlagen, das Verfahren bei kritischen Netzzuständen bzw. Netzsituationen zu verwenden, also jene, bei denen ein hohes Eintrittsrisiko für weitreichende Stromausfälle besteht und unmittelbar Handlungen, wie beispielsweise das Trennen des elektrischen Verteilnet- zes in einzelne Teilnetze, nötig sind, bspw. dem sogenannten System Split. Beispiele hierfür sind der Spannungseinbruch, also wenn die Netzspannung des elektrischen Verteilnetzes weniger als 0,9 p.u. der Netznennspannung beträgt, der Spannungsausfall, also wenn die Netzspannung des elektrischen Verteilnetzes weniger als 0, 1 p.u. der Netzspannung beträgt, der transiente Vorgang, also ein instationärer bzw. instabiler Netzvorgang, die Unterfrequenz, also insbesondere, wenn die Netzfrequenz unterhalb von 0,98 p.u. der Netznennfrequenz liegt, oder die Überfrequenz, also insbesondere, wenn die Netzfrequenz oberhalb von 1 ,02 p.u. der Netznennfrequenz liegt.

Insbesondere umfasst eine kritische Netzsituation auch, dass etwaige Märkte, wie bspw. der Markt für Regelleistung, deaktiviert bzw. ausgeschaltet sind, d.h. insbesondere das etwaiger Stromhandel keinen Einfluss mehr auf die Leistungserzeugung und die Leistungssteuerung innerhalb des elektrischen Verteilnetzes bzw. der Regelzone hat.

Auch denkbar ist, dass andere Kriterien Anwendung finden, bzw. die Netzleitstelle entscheidet, dass ein kritischer Zustand eingetreten ist oder auch zu erwarten ist. Beispielsweise kann dies durch Wetterlagen, ausgefallene Leitungen, ausgefallene Kraftwerke oder auch überlastete Betriebsmittel ausgelöst werden.

Vorzugsweise erfolgt das Steuern des elektrischen Verteilnetzes, um eine stabile Spannung in der Regelzone zu erzeugen, die zwischen 90 und 1 10 Prozent bzw. 0,9 und 1 , 1 p.u. der Netznennspannung liegt.

Es wird somit ferner insbesondere vorgeschlagen, das Windkraftwerk so zu steuern, dass das elektrische Verteilnetz bzw. das Regelgibt eine stabile Spannung aufweist.

Vorzugsweise weist das Windkraftwerk wenigstens eine Nennleistung von 100 MW, bevorzugt von 200 MW, weiter bevorzugt von 400 MW, auf und/oder das Windkraftwerk weist wenigstens eine prognostizierte Ist-Leistung von 40 MW, bevorzugt von 80 MW, weiter bevorzugt von 160 MW, auf. Es wird somit insbesondere vorgeschlagen, dass die Windparks so zusammengefasst werden, dass das Windkraftwerk eine gewisse Größe aufweist.

Hierdurch hat das erfindungsgemäße Verfahren insbesondere einen größeren Einfluss auf das Systemverhalten des elektrischen Verteilnetzes bzw. des Regelgebietes. Vorzugsweise ist ein Windpark des Windkraftwerks von einem anderen Windpark des Windkraftwerks höchstens 100 km Leitungslänge entfernt, wobei die Windparks hierbei bevorzugt galvanisch miteinander verbunden sind, bzw. sich im gleichen Regelgebiet befinden, bzw. an die gleiche übergeordnete Netzebene angeschlossen sind. Es wird somit insbesondere vorgeschlagen, das Windkraftwerk regional zu begrenzen.

Hierdurch haben etwaige Verluste zwischen den einzelnen Windkraftwerken einen geringeren Einfluss auf die Steuerbarkeit des Windkraftwerks.

Sofern das elektrische Verteilnetz größere Ausmaße aufweist, als bspw. 100 km Leitungslänge, wird ferner vorgeschlagen, das elektrische Verteilnetz mit mehreren Regelgebieten, wie vorstehend oder nachstehend beschrieben, zu steuern.

Vorzugsweise werden die verfügbaren Leistungen in Abhängigkeit wenigstens einer Wetterprognose berechnet, insbesondere unter Verwendung eines Risikofaktors kleiner als 1 , bevorzugt unter Verwendung einer Wahrscheinlichkeitsverteilung.

Es wird somit insbesondere vorgeschlagen, dass die verfügbaren Leistungen in Abhängig- keit einer Wetterprognose und bevorzugt eines Risikofaktors, von bspw. 0,95, oder unter Verwendung einer Wahrscheinlichkeitsverteilung bestimmt werden. Dazu kann bspw. eine Wahrscheinlichkeitsverteilung der Wetterprognose verwendet oder ein fester Wahrscheinlichkeitstrichter angenommen werden.

Es wird also insbesondere vorgeschlagen, eine Leistung aus einer Prognose und der Wahrscheinlichkeitsverteilung zu berechnen, die zu 95 % über einen Zeitraum von z.B. 15 Minuten zur Verfügung steht.

Außerdem oder alternativ wird zudem ein Risikofaktor verwendet. Die Windparks erstellen also bspw. in Abhängigkeit einer Wetterprognose eine verfügbare Leistung für einen vorbestimmten Zeitraum, bspw. 50 Prozent der Windparknennleistung für die nächsten 2 Stunden. Anschließend wird dieser Wert mit einem Risikofaktor beaufschlagt, also in diesem Falle 50 mal 0,95. Demnach wird dem Netzbetreiber 47,5 Prozent der Windparknennleistung für die nächsten 2 Stunden gemeldet, also bei einem 10 MW Windpark 4,75 MW für die nächsten 2 Stunden. Vorzugsweise erfolgt das Zusammenfassen bzw. die entsprechende Auswahl der Windparks zu dem Windkraftwerk wenigstens in Abhängigkeit eines Regelgebietszustandes und/oder einer Regelgebietsgröße und/oder einer aktuellen Regelgebietslast und/oder einem Ort des Regelknotens. Es wird somit insbesondere vorgeschlagen, dass das Zusammenfassen der Windparks zu dem Windkraftwerk nicht nur in Abhängigkeit der verfügbaren Leistung erfolgt, sondern dass auch Eigenschaften des Regelgebietes und/oder der Ort des Regelknotens berücksichtigt werden.

Vorzugsweise richtet sich auch die Anzahl der Windparks, die zu dem Windkraftwerk zu- sammengefasst werden, nach einem Regelgebietszustand und/oder einer Regelgebietsgröße und/oder einer aktuellen Regelgebietslast und/oder einem Ort des Regelknotens und in Abhängigkeit einer Windkraftwerksnennleistung.

Es wird somit insbesondere auch vorgeschlagen, dass die Anzahl der Windparks, die das Windkraftwerk ausbilden, sich nach den Eigenschaften des Regelgebietes richtet. So kann es bspw. in einigen Fällen vorteilhaft sein, dass bspw. zwei 50 MW Windparks zu dem Windkraftwerk zusammengefasst werden und in anderen Fällen, dass vier 25 MW Windparks zusammengefasst werden.

Vorzugsweise werden zum Steuern des Windkraftwerks Sollwerte vorgeben, insbesondere durch den Netzbetreiber, umfassend eine Wirkleistung und/oder eine Blindleistung und/0- der eine Sollfrequenz und/oder eine Wirkleistungs-Frequenz-Statik und/oder eine Sollspannung und/oder einer Blindleistungs-Spannungs-Statik.

Es wird somit insbesondere vorgeschlagen, dass das Windkraftwerk durch vorstehend o- der nachstehend beschriebene Sollwerte gesteuert wird, insbesondere durch den Netzbetreiber, bspw. mittels einer Netzleitstelle, die mit einem Windkraftwerksregler verbunden ist.

Erfindungsgemäß wird ferner ein Windpark mit einer Windparksteuereinheit vorgeschlagen, die dazu eingerichtet ist, an einem vorstehend oder nachstehend beschriebenen Verfahren zum Steuern eines elektrischen Verteilnetzes teilzunehmen.

Erfindungsgemäß wird zudem eine Windenergieanlage eines solchen Windparks vorge- schlagen. Die vorliegende Erfindung wird nun nachfolgend exemplarisch und anhand von Ausführungsbeispielen unter Bezugnahme auf die begleitenden Figuren näher erläutert, wobei für ähnliche oder funktionsgleiche Komponenten dieselben Bezugszeichen verwendet werden. Fig. 1 zeigt eine schematische Ansicht einer erfindungsgemäßen Windenergieanlage eines erfindungsgemäßen Windparks in einer Ausführungsform,

Fig. 2 zeigt einen schematischen Aufbau eines erfindungsgemäßen Windparks in einer Ausführungsform,

Fig. 3 zeigt einen schematischen Ablauf eines erfindungsgemäßen Verfahrens in einer Ausführungsform,

Fig. 4A zeigt schematisch ein Regelgebiet eines elektrischen Verteilnetzes,

Fig. 4B zeigt einen Aufbau des Windkraftwerks in einem elektrischen Verteilnetz, insbesondere ein Abfragen verfügbarer Leistungen der Windparks,

Fig. 4C zeigt einen Aufbau des Windkraftwerks in einem elektrischen Verteilnetz, insbesondere ein Festlegen eines Regelknotens, und

Fig. 4D zeigt einen Aufbau des Windkraftwerks in einem elektrischen Verteilnetz, insbesondere ein Zusammenfassen von Windparks zu einem Windkraftwerk und anschließendes Steuern.

Fig. 1 zeigt eine Windenergieanlage 100 eines erfindungsgemäßen Windparks. Die Windenergieanlage 100 weist hierzu einen Turm 102 und eine Gondel 104 auf. An der Gondel 104 ist aerodynamischer 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. Der Generator erzeugt hierdurch einen Strom, der mittels eines Vollumrichters auf einen Windenergieanlagen- transformator gegeben wird, der mit einem Windparknetz verbunden ist.

Fig. 2 zeigt einen schematischen Aufbau eines erfindungsgemäßen Windparks 1000 in einer Ausführungsform. Der Windpark 1000 umfasst eine Vielzahl von Windenergieanlagen 1100, wie bspw. in Fig. 1 gezeigt, die über ein gemeinsames Windparknetz 1200 miteinander verbunden sind.

Das Windparknetz 1200 ist mittels eines Windparktransformators 1300 an ein elektrisches Verteilnetz 2000 angeschlossen, um eine elektrische Windparkleistung Ppar _k einzuspeisen, welche sich aus einer Summe der einzelnen elektrischen Windenergieanlagenleistungen P wea zusammensetzt.

Ferner weist der Windpark 1000 eine Windparksteuereinheit 1400 zum Steuern des Windparks 1000 auf.

Die Windparksteuereinheit 1400 umfasst eine Windkraftwerksschnittstelle 1410, eine Netz- betreiberschnittsteile 1420 und eine Windenergieanlagenschnittstelle 1430.

Die Windkraftwerksschnittstelle 1410 ist wenigstens dazu eingerichtet, Sollwerte SWPP von einer Windkraftwerkssteuereinheit 3000 zu empfangen.

Die Netzbetreiberschnittstelle 1420 ist wenigstens dazu eingerichtet, Sollwerte SGO von einer Netzleitstelle 4000, insbesondere des Netzbetreibers, zu empfangen und eine ver- fügbare Leistung Pavaii , insbesondere in Abhängigkeit einer Wetterprognose, an die Netzleitstelle 4000 zu übergeben.

Die Windenergieanlagenschnittstelle 1430 ist dazu eingerichtet, den Windenergieanlagen 1 100 des Windparks 1000 Sollwerte SWF ZU übermitteln, bspw. Wirkleistungssollwerte, um den Windpark 1000 und insbesondere die elektrische Windparkleistung Ppar _k zu steuern. Hierfür weisen die Windenergieanlagen 1100 jeweils wenigstens eine Windenergieanlagensteuereinheit 1 180 auf, die die Sollwerte SWF der Windparksteuereinheit 1400 empfangen und dazu eingerichtet sind, wenigstens mit einem Betriebsparametersatz betrieben zu werden.

Bevorzugt weist die Windparksteuereinheit 1400 zudem eine Netzüberwachung 1440 auf, die dazu eingerichtet ist, wenigstens eine Netzgröße, wie bspw. die Netzspannung Ugrid, zu erfassen. Fig. 3 zeigt einen schematischen Ablauf eines erfindungsgemäßen Verfahrens 5000 zum Steuern eines elektrischen Verteilnetzes, insbesondere wie nachstehend in den Figuren 4A bis 4D gezeigt.

In einem ersten Schritt 5100 fragt die Netzleitstelle die verfügbaren Leistungen Pavaii der Windparks ab.

Anschließend wird in einem nächsten Schritt 5100 in Abhängigkeit der abgefragten verfügbaren Leistungen Pavaii ein Regelknoten SLACK innerhalb des Regelgebietes, insbesondere vom Netzbetreiber, festgelegt.

In einem weiteren Schritt 5200 wird dann eine Anzahl von Windparks an dem berechneten Regelknoten SLACK zu einem Windkraftwerk WPP zusammengefasst.

Es wird also insbesondere vorgeschlagen, dass sowohl der Regelknoten SLACK als auch die Leistung des Windkraftwerks WPP durch den Netzbetreiber erfolgt.

Anschließend wird das Windkraftwerk WPP mittels einer Windkraftwerkssteuereinheit so gesteuert, dass eine benötigte Spannungsqualität und/oder eine Frequenzstabilität und/o- der eine unterbrechungsfreie Verfügbarkeit im Regelgebiet bereitgestellt wird.

Die Windkraftwerkssteuereinheit macht also aus den zusammengefassten Windparks ein Windkraftwerk, insbesondere mittels eines Windkraftwerksreglers. Bevorzugt sind hierfür Prüf- und Rückmeldeinstanzen innerhalb der Windkraftwerksregelung vorgesehen, die angeben, ob das Windkraftwerk mit den geforderten Angaben überhaupt ordnungsgemäß betreibbar ist. Besonders bevorzugt sind die Prüf- und Rückmeldeinstanzen onlinebasiert ausgeführt.

Fig. 4A zeigt schematisch ein Regelgebiet 6000 eines elektrischen Verteilnetzes, wobei das elektrische Verteilnetz eine Netzleitstelle 6100 zum Steuern des elektrischen Verteilnetzes aufweist. Das Regelgebiet 6000 umfasst eine Vielzahl von Verbrauchern Zi , Z ₂ , Z3, Z ₄ , Erzeugern G1 , G2 und Windparks WF1 , WF2, WF3, WF4, die über Stromleitungen Ci , C2, C3, C4, Cs miteinander verbunden sind. Das Regelgebiet 6000 ist somit ein Teil des elektrischen Verteilnetzes bzw. kann auch das gesamte elektrische Verteilnetz sein. Sofern das Regelgebiet nur ein Teil des elektrischen Verteilnetzes ist, weist das Regelgebiet bspw. weitere Stromleitungen C6, C7, Cs zu anderen Teilen des elektrischen Verteilnetzes auf. Die Erzeuger G1 , G2 sind bspw. konventionelle Kraftwerke, wie bspw. Kohlekraftwerke.

Die Verbraucher Z ₁ , Z ₂ , Z3, Z ₄ sind bspw. Industriegebäude, Wohnhäuser und dergleichen.

Die Windparks WF ₁ , WF ₂ , WF3, WF ₄ sind bevorzugt Windparks, wie bspw. in Fig. 2 gezeigt, wobei die Windparks WF ₁ , WF ₂ , WF3, WF ₄ örtlich voneinander getrennt sind.

Um den Lastfluss im bzw. das elektrische Verteilnetz zu steuern, ist die Netzleitstelle mit den Erzeugern, also den Erzeugern G ₁ , G ₂ und den Windparks WF ₁ , WF ₂ , WF3, WF ₄ , signalleitend durch die Signalleitungen Li , L2, L3, L ₄ , Ls, L6 verbunden, insbesondere, um Sollwerte und verfügbare Leistungen auszutauschen.

Um das vorstehend oder nachstehend beschriebene Verfahren auszuführen, umfasst die Netzleitstelle 6100 ferner eine Windkraftwerkssteuereinheit 6200, die mittels der Signallei- tungen Li , L2, L3, L ₄ mit den Windparks WF1 , WF2, WF3, WF ₄ des Regelgebietes verbunden ist.

Fig. 4B zeigt einen Aufbau des Windkraftwerks in einem elektrischen Verteilnetz, wie insbesondere in Fig. 4A gezeigt, insbesondere ein Abfragen verfügbarer Leistungen der Windparks, insbesondere wie in Fig.3 mit Verfahrensschritt 5100 gezeigt. In dem Regelgebiet liegt exemplarisch eine Störung F auf der Stromleitung C ₄ vor, die eine kritische Netzsituation im elektrischen Verteilnetz hervorruft.

Hieraufhin aktiviert die Netzleitstelle 6100 die Windkraftwerkssteuereinheit 6200, die bei den Windparks WF ₁ , WF ₂ , WF3, WF ₄ des Regelgebiets 6000 über die Signalleitungen Li , L2, L3, L ₄ die verfügbare Leistung Pavaii abfragt. Die Windparks WF ₁ , WF ₂ , WF3, WF ₄ melden daraufhin ihre verfügbare Leistung über die Signalleitungen Li , L ₂ , L3, L ₄ an die Windkraftwerkssteuereinheit 6200. Fig. 4C zeigt einen Aufbau des Windkraftwerks in einem elektrischen Verteilnetz, wie insbesondere in Fig. 4A gezeigt, insbesondere ein Festlegen eines Regelknotens SLACK, insbesondere wie in Fig. 3 mit Verfahrensschritt 5200 gezeigt.

Nachdem die Windkraftwerkssteuereinheit 6200 die verfügbaren Leistungen Pavaii der Windparks WFi , WF ₂ , WF3, WF ₄ erhalten hat, berechnet die Windkraftwerksteuereinheit 6200 in Abhängigkeit der verfügbaren Leistungen einen Regelknoten SLACK.

Fig. 4D zeigt einen Aufbau des Windkraftwerks in einem elektrischen Verteilnetz, wie insbesondere in Fig. 4A gezeigt, insbesondere ein Zusammenfassen von Windparks WF1, WF2, WF4 zu einem Windkraftwerk WPP und anschließendes Steuern des Windkraftwerks WPP durch Sollwerte Sw _PP , insbesondere wie in Fig. 3 mit Verfahrensschritten 5300 und 5400 gezeigt.

Nachdem die Windkraftwerkssteuereinheit 6200 den Regelknoten SLACK berechnet und festgelegt hat, werden die Windparks WF ₁ , WF ₂ , WF ₄ zu einer funktionalen Einheit dynamisch zusammengefasst und durch die Windkraftwerkssteuereinheit 6200 gesteuert. Die Windparks WF ₁ , WF ₂ , WF ₄ , die Windkraftwerkssteuereinheit 6200 und der Regelknoten bilden somit in Bezug auf das Regelgebiet das, insbesondere ein virtuelles, Windkraftwerk aus.

Die Struktur dieses Windkraftwerks WPP ist dabei dynamisch, d.h. im Laufe des erfindungsgemäßen Verfahrens können weitere Windparks WF ₄ zum Windkraftwerk hinzukom- men oder Windparks WF ₁ , WF ₂ , WF ₄ des Windkraftwerkes aus dem Windkraftwerk WPP ausscheiden.